Насыпка песчаных пробок в скважинах

При этой операции нижний конец НКТ устанавливают на расстоянии 30 - 50 м над искусственным забоем. Скважину промывают. Доставляют к устью скважины просеянный песок в количестве, определяемом расчетной высотой песчаной пробки в колонне. С верхней муфтой находящихся в скважине НКТ герметично соединяют конусообразную воронку для направленной подачи песчаной пульпы. Над устьем скважины поднимают ведущую трубу, нижний конец которой устанавливают над горловиной воронки. Приступают к подаче бурового раствора в воронку при минимальном расходе, одновременно насыпая в нее песок.

По мере подачи песка и увеличения скорости вытеснения жидкости из труб пульпой подачу жидкости увеличивают, обеспечивая постоянное заполнение воронки. Песок следует подавать равномерно, чтобы не допустить закупорки труб. Особую осторожность необходимо соблюдать при использовании комбинированной колонны НКТ. В заполняющихся скважинах после засыпки песка подачу жидкости в трубы продолжают до гидростатического равновесия в трубах и затрубном пространстве. На это укажут постепенное прекращение циркуляции и интенсивный перелив жидкости из воронки.

В незаполняющихся скважинах после засыпки песка в НКТ прокачивают буровой раствор в количестве, равном внутреннему объему НКТ.

Затем их поднимают выше расчетного интервала заполнения песком на 30 - 50 м и оставляют скважину в покое на 3 - 4 ч. для осаждения песка. В непоглощающих скважинах после осаждения песка для проверки чистоты труб восстанавливают циркуляцию. Прекратив прокачку раствора, плавным допуском НКТ со скоростью не более 0,5 м/с определяют верхнюю границу песчаной пробки при разгрузке труб не более 5 - 10 кН (0,5 - 1т). В поглощающих скважинах (заполняющихся или незаполняющихся), где песчаная пробка насыпалась для отключения поглощающей зоны, допуск НКТ без предварительной проверки скважины на заполнение запрещается из-за опасности закупорки и прихвата труб в рыхлой песчаной пробке. В незаполняющихся скважинах допускается насыпка песчаной пробки через обсадную колонну.

НАМЫВ НАПОЛНИТЕЛЕЙ

В ПОГЛОЩАЮЩУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

Работы производят в соответствии с РД. В заполняющихся скважинах намыв наполнителя производят при герметизированном устье путем закачки суспензии в пласт под избыточным давлением через НКТ, башмак которых установлен над поглощающей зоной. В незаполняющихся скважинах башмак НКТ размещают напротив поглощающей зоны. В муфту верхней трубы устанавливают конусообразную воронку, над которой располагают нижний конец ведущей трубы.

В воронку подают буровой раствор с расходом 6 - 10 л/с, одновременно равномерно засыпая в нее наполнитель небольшими порциями. Для предотвращения подъема взвешенного наполнителя в кольцевое пространство за НКТ закачивают буровой раствор в затрубное пространство с расходом, равным подаваемому в НКТ. После насыщения поглощающей зоны, на что укажет восстановление циркуляции, соединяют ведущую трубу с колонной НКТ и излишки наполнителя вымывают из скважины. В качестве наполнителя используют песок, резиновую крошку, кожу-горох, ореховую скорлупу, кордное волокно, улюк и другие закупоривающие агенты.

В качестве жидкости-носителя применяют воду, буровой раствор, водобентонитовую суспензию, приготовленную непосредственно перед закачиванием в скважину.

ИСПРАВЛЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ

ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА (КР1 - 3)

Исправление негерметичности цементного кольца для ликвидации заколонных перетоков пластовых флюидов производится методом тампонирования под давлением. Подъем лифтовых труб из скважины для ревизии и последующая шаблонировка ствола в интервале объекта изоляции обязательны. Приемистость объекта изоляции проверяют с использованием воды при трех установившихся режимах прокачки. При необходимости принимаются меры по увеличению приемистости (кислотная обработка и др.).

Технологическую схему и тампонажные материалы для РИР выбирают в зависимости от принадлежности изолируемого флюида и геолого-технических условий в осложненном интервале скважины.

РИР ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ

ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

При негерметичности цементного кольца возможны следующие осложнения:

перетоки воды, нефти и газа по заколонному пространству между невскрытыми перфорацией пластами, грифоны;

обводнение продуктивных пластов;

прорыв газа в перфорированную зону нефтяного пласта.

Эффективность изоляционных работ во многом зависит от информации о причине и местоположении источника перетока, а технологические схемы и приемы при цементировании под давлением во всех случаях практически одинаковы и могут отличаться выбором зоны ввода тампонажного состава в заколонное пространство.

Воды нефтяных месторождений по отношению к продуктивным коллекторам разделяют на чуждые (верхние и нижние), контурные, подошвенные и промежуточные (рис. 5.7).

1. Чуждые воды залегают в водоносных горизонтах, расположенных выше или ниже нефтяных пластов. В естественных условиях нефтеносные и водоносные горизонты отделены друг от друга плотными, чаще глинистыми разделами. При бурении скважины непроницаемые перемычки между пластами разрушаются, создавая тем самым потенциальные условия для межпластового перетока. Если кольцевое пространство в зоне плотного раздела зацементировано некачественно, то при освоении или эксплуатации обводнение скважины чуждой водой неизбежно.

2. Подошвенная вода залегает в одном пласте с нефтью и занимает его нижнюю часть.

Нефтяные пласты, как правило, литологически неоднородны и характеризуются слоистым строением с включением различных по мощности алевролитовых и глинистых пропластков. Последние по простиранию могут выклиниваться, поэтому пласт представляет единую гидродинамическую систему. Однако профиль большинства участков продуктивного пласта включает один или несколько плотных разделов, которые в условиях скважины выполняют роль естественных экранов, отделяющих подошвенные воды от нефтенасыщенной части. Поэтому подошвенная вода может быть надежно изолирована, если качественно зацементированы участки заколонного пространства напротив плотных разделов, залегающих между водонефтяным контактом и нижними перфорационными отверстиями.

3. Воды, находящиеся в нефтяном пласте на крыльях складок и подпирающие нефть, называются контурными.

4. В нефтяном пласте со слоистым строением некоторые пропластки могут быть водоносными. Кроме того, по высокопроницаемым пропласткам продуктивного горизонта нередко наблюдаются прорывы контурных или закачиваемых для поддержания пластового давления вод. Указанные воды называются промежуточными. Данный вид осложнения не связан с качеством крепи скважин, поэтому технология его ликвидации не рассматривается.

Каналами перетока могут служить дефекты в цементном кольце или зона контакта последнего с обсадной колонной или плотным разделом. Мощность непроницаемых перегородок, а следовательно, и протяженность каналов перетока изменяются по скважинам в широких пределах. Однако, как установлено, их поперечные размеры характеризуются зачастую долями миллиметра. В то же время расчеты свидетельствуют о том, что нередко режимы течения флюида в таких каналах близки к ламинарному. Вследствие этого трудно ожидать очистки изолируемых каналов от глинистой корки или продуктов ее разрушения. Тампонажный же материал, доставленный в неочищенный канал перетока, часто не выполняет своего назначения.

Из этого следует, что перед проведением изоляционных работ в скважине необходимо создать условия, обеспечивающие очистку каналов перетока от глинистой корки. С этой целью скважину перед остановкой на ремонт необходимо несколько дней отработать при максимально допускаемых депрессиях.

При выборе тампонажных материалов исходят из следующих положений.

1. Расстояние от перфорированных отверстий в колонне до плотных разделов (см. рис. 5.7) по скважинам изменяется в широких пределах. По пути к непроницаемой перегородке цементный раствор ввиду высокой водоотдачи и больших перепадов давления при нагнетании интенсивно отфильтровывает воду в окружающий коллектор. Снижение водоцементного отношения уменьшает подвижность тампонажной смеси вследствие загустевания и приводит к резкому сокращению сроков схватывания вяжущего.

При определенных условиях тампонажная смесь может не достигнуть непроницаемой перегородки или перекрыть ее незначительную часть, что снизит эффективность изоляции каналов перетока. Указанное явление в значительной мере устраняется при использовании цементных растворов с пониженной водоотдачей.

2. Каналы перетока характеризуются исключительно малыми поперечными размерами. Это накладывает жесткие требования на проникающую способность тампонажных растворов.

3. Мощность непроницаемых разделов (см. рис. 5.7) также различна. Поэтому тампонажный материал должен обладать высокими изолирующими свойствами, в частности, повышенной адгезией к стенкам канала перетока.

4. С момента приготовления до окончания процесса цементирования под давлением проходит значительное время, часть которого закачанный в скважину тампонажный раствор не может находиться в покое. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по обеспечению стабильности и сохранению исходной подвижности тампонирующей системы.

В качестве тампонирующих материалов следует применять составы на основе минеральных вяжущих, подвергнутые специальной обработке, или ПТМ.

А. Для снижения водоотдачи цементных растворов рекомендуется использовать реагенты ММЦ-БТР и ПВС-ТР, выгодно отличающиеся от традиционных: они не влияют на сроки схватывания и подвижность цементных растворов соответственно до температуры 50 и 70°С, затвердевший камень обладает улучшенными физико-механическими показателями.

Б. Для улучшения реологических свойств цементного раствора и их стабилизации во времени, а также повышения прочности тампонажного камня необходимо при приготовлении суспензии применять добавки, облагораживающие смесь: окзил, КССБ, полимер ТЭГ с отвердителем ПЭПА, тонкодисперсные окислы кремния и др. Для обеспечения надежного контроля за плотностью цементного раствора при приготовлении суспензии целесообразно использовать осреднительную емкость.

В. В качестве составов смесей с высокой проникающей способностью могут использоваться фильтрующиеся системы с ограниченным содержанием твердой фазы — отверждаемые глинистые растворы (ОГР), водные растворы фенолформальдегидных смол, водонерастворимые ПТМ, а также гелеобразу-ющие составы (ВУС, гипан и др.). Наиболее целесообразно их применение в скважинах с низкой приемистостью. Однако использование перфорационных отверстий в качестве зоны ввода фильтрующейся смеси в каналы перетока нежелательно, так как одновременно можно закупорить часть продуктивного пласта. В данном случае следует использовать специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные напротив плотного раздела. При этом весь интервал перфорации предварительно перекрывают пробкой или изолируют.

Схема проведения операции и используемые при этом технологические приемы определяются результатами исследований по выявлению причины обводнения скважины.

При любом способе цементирования, если не достигнуто требуемое давление нагнетания, следует всю тампонажную смесь задавить в пласт, а затем повторить операцию.

После разбуривания цементного моста, к которому приступают после 24 ч ОЗЦ качество изоляционных работ проверяют геофизическими исследованиями, опрессовкой колонны и вызовом притока жидкости.

В комплексе геофизических исследований включение записи кривой АКЦ обязательно, так как сравнение ее с записью до изоляционных работ дает ценную информацию.

Опрессовка колонны сама по себе не является достаточным критерием оценки качества изоляции каналов перетока. Однако при этом могут быть выявлены существенные дефекты крепления скважины.

Вызов притока — основной способ контроля за качеством изоляции каналов перетока, которое считается удовлетворительным, если после создания депрессии в колонне приток постороннего флюида не превышает нормативного значения. Величину депрессии, а также допускаемый объем притока устанавливают местные геолого-технические службы в зависимости от условий скважины и способа эксплуатации.

ИЗОЛЯЦИЯ ЧУЖДЫХ ВОД (ГАЗА)

Для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонны следует перекрыть песчаной пробкой. Неперекрытым достаточно оставить не более 1 м интервала перфорации. Допускается установка взрывпакера. Для РИР используются цементные растворы на водной основе с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пластификаторов или нефтецементные растворы. При РИР в сильнодренированных пластах используются пеноцементы.

Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), приемистость скважины меньше 0,5 м³/(ч×МПа), следует в качестве зоны ввода тампонажной смеси в каналы перетока использовать специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные напротив плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами. Перед выполнением спецотверстий в колонне перфорированный интервал необходимо перекрыть песчаной пробкой или взрывным пакером. При РИР кроме цементных растворов целесообразно использовать полимерные тампонажные материалы (ПТМ). При использовании гелеобразующих ПТМ необходимо в качестве заключительной порции тампонирующей смеси, задавливаемой за колонну, использовать цементный раствор. При применении отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан для предупреждения фильтрации смолы. При изоляции нижних, контурных и нагнетаемых в пласт вод с целью поддержать пластовое давление применяют различные ПТМ, пригодные к использованию только после лабораторной проверки, приемлемые для условий конкретной залежи.

Тампонирование каналов перетока следует осуществлять через специальные отверстия, выполненные в колонне напротив плотных разделов между перфорированным интервалом продуктивного горизонта и водоносным пластом (или ВНК). Для защиты продуктивного пласта от загрязнения нагнетание тампонирующей смеси необходимо производить через пакер, устанавливаемый между интервалом перфорации и спецотверстиями. Для РИР необходимо использовать цементные растворы, подвергнутые специальной обработке. При приемистости скважины менее 0,5 м³/(ч×МПа) используют ПТМ.

Допускается проведение РИР без применения пакера в скважинах, эксплуатирующих слабодренированные пласты. Предварительно цементированию под давлением подвергается весь интервал перфорации.

После разбуривания цементного моста следует испытать колонну на герметичность опрессовкой под избыточным давлением. При этом допускается падение давления. Важно констатировать, что непрерывная закачка жидкости в изолируемый объект при давлениях, допустимых для колонны, невозможна. Далее надо перфорировать колонну (2 - 5 отверстий) напротив плотного раздела и повторно провести РИР. После РИР интервал от спецотверстий до верхней границы плотного раздела необходимо перекрыть в колонне цементным стаканом, мощность которого должна быть не менее 1 м.

РИР без прострела спецотверстий допускается производить также в скважинах, не имеющих плотных разделов между перфорированным интервалом продуктивного горизонта и водоносным пластом (или ВНК), или когда доступ к ним в колонне по техническим причинам невозможен. Целесообразно при этом применять нефтецементные растворы.