книги / Техника и технология капитального ремонта скважин

рость нагнетания жидкости, обеспечивая непрерывное запол­ нение воронки.

Песок подают равномерно, чтобы не допустить закупорки труб. При этом особую осторожность необходимо соблюдать при использовании комбинированной колонны НКТ.

После засыпки расчетного количества песка подачу жид­ кости продолжают до установления гидростатического равнове­ сия в трубах и затрубном пространстве. Это отмечается по постепенному прекращению циркуляции и интенсивному пере­ ливу жидкости из воронки.

В поглощающих скважинах после засыпки песка прокачи­ вают в НКТ промывочную жидкость в количестве, равном внутреннему их объему. Поднимают НКТ выше расчетного ин­ тервала заполнения песком на 30—50 м и оставляют скважину в покое на 3—4 ч для осаждения песка.

После осаждения песка и образования пробки допуском труб с промывкой проверяют глубину местонахождения проб­ ки. Если окажется, что длина ее больше, чем это требовалось,, часть пробки вымывают. В неглубоких скважинах, сильно по­ глощающих жидкость, с диаметром колонны 219 мм и больше песок засыпают непосредственно в колонну с одновременной закачкой воды. После осаждения песка замеряют забой сква­ жины для установления глубины насыпной пробки.

Намыв наполнителей в поглощающую зону скважины

Намыв наполнителей в поглощающую зону скважины от­ личается от насыпки песчаных пробок тем, что в этом случае

ших скоростях нагнетания промывочной жидкости с наполни­ телем.

Для ввода наполнителя в пласт НКТ спускают на 2—3 м

верхнюю муфту труб устанавливают воронку, в которую за­ качивают промывочную жидкость со скоростью 6—10 дм3/с через трубу, навинченную на подвешенный вертлюг (для со­ здания вакуума). Не прекращая прокачки воды, в воронку равномерно подают наполнитель. Смесь после выхода из баш*- мака проникает в пласт и постепенно заполняет пустоты за колонной. Во избежание попадания песка в затрубное про­ странство и прихвата НКТ при вводе наполнителя в затрубное

пространство подкачивают воду.

Сохраняя указанный режим, наполнитель вводят в трубы до тех пор, пока давление не начнет увеличиваться, что уста­ навливается по заметному ухудшению засасывания подавае-

мой смеси. Подачу наполнителя в этот момент прекращают и начинают промывку скважины, допуская трубы до фильтра. Если при этом циркуляция будет частично или полностью вос­ становлена, то можно проводить тампонирование под давле­ нием.

В качестве наполнителя применяют песок, резиновую крош­ ку, ореховую скорлупу и другие закупоривающие вещества, в качестве жидкости-носителя— воду, буровой раствор, водо­ бентонитовую суспензию, приготовленную непосредственно пе­

спускаемого в скважину на каротажном кабеле или на канате. Снаряд на заданной глубине силой пороховых газов выталки­ вает тампон, изготовленный из теплонефтестойкой резины, предварительно запрессованной в рабочую камеру под давле­

ния движению, что в последующем ухудшает условия притока и освоения скважины и нередко приводит к полному прекра­ щению притока жидкости из пласта. На практике известны случаи, когда в одной и той же скважине для качественного разобщения пластов использовали многократное тампонирова­ ние, при этом бесполезно расходовалось большое количество материала. Обычным способом тампонирования в таких сква­

здания высоких давлений при продавке раствора за колонну. Поэтому в таких скважинах предварительно вводят в пласт наполнитель, применяют гельцемент, волокнистый цемент, специальные цементы с небольшими сроками начала схваты­ вания и быстросхватывающиеся цементные смеси (пасты).

ности для регулирования этого процесса. По мере заполнения призабойной зоны наполнителем поглощению ею жидкости уменьшается. Ввод наполнителя продолжают до тех пор, пока частично не восстановится циркуляция, и лишь после этого производят тампонирование под давлением. Предварительный ввод наполнителя в значительной степени сокращает расход тампонажного материала, число повторных заливок, время ре­ монта, не ухудшая при этом условий освоения скважины пос­ ле капитального ремонта.

Т а м п о н и р о в а н и е с п р е д в а р и т е л ь н о й г л и ­ н и з а ц и е й п л а с т а производят в следующей последова­ тельности. Скважину обследуют и промывают до прекращения циркуляции (вследствие сильного поглощения). Нижний ко­ нец НКТ устанавливают у верхних отверстий фильтра или у места дефекта в колонне. Через трубы в поглощающий пласт закачивают буровой раствор большой вязкости порциями по 4—5 м3 каждые 10—30 мин. После нагнетания некоторого ко­ личества этого раствора циркуляция восстанавливается. Затем скважину тампонируют под давлением и оставляют в ней стакан.

Тампонирование с предварительной глинизацией применяют только при изоляции пластов, которые в дальнейшем не будут эксплуатироваться.

Тампонирование скважин, слабо поглощающих жидкость

Сущность этого способа заключается в том, что при продавливании тампонажного раствора через существующие от­ верстия фильтра в водопроводящие каналы в пласте создают те же условия движения, что и при притоке воды в скважину во время ее опробования. Иначе говоря, расход жидкости во время продавливания тампонажного раствора в пласт должен соответствовать количеству поглощаемой жидкости.

По мере движения тампонажного раствора по водопрово­ дящим каналам к водоносному пласту, откуда поступала чуж­ дая вода, и по мере их заполнения давление постепенно будет возрастать. По достижении максимально допустимого давле­ ния и до начала срока схватывания тампонажного раствора продавку прекращают. Для обеспечения условий тампониро­ вания в скважинах с небольшой приемистостью раствор залав­ ливают в пласт при минимальной подаче насосной установки. Излишки тампонажного раствора вымывают, создавая проти­ водавление путем неполного открытия крана на устьевой ар­

водят гидравлический разрыв с целью образования глубоко проникающих в пласт горизонтальных трещин в намеченном интервале. Закачкой цементного раствора в образовавшиеся трещины создают прочный экран из цементного камня. Одна­ ко цементирование скважин с целью изоляции нефтеносной части пласта от подошвенной воды путем заполнения обра­ зовавшихся после гидроразрыва трещин только одним цемент­ ным раствором эффекта не дает, так как при уменьшении дав­ ления трещины смыкаются, цементный раствор выдавливается из них, а оставшаяся пленка цемента оказывается недостаточ­ ной для надежной изоляции притока подошвенной воды. По­ этому после гидроразрыва рекомендуется тампонирование проводить песчано-цементным раствором. Если предполагается, что давление разрыва и давление продавки песчано-цементно­ го раствора в образовавшиеся трещины может превысить до­ пустимое на эксплуатационную колонну, то работы следует проводить с помощью пакера.

Тампонирование фонтанных скважин

Перед тампонированием таких скважин необходимо их за­ глушить водой, нормальным или утяжеленным буровым раст­ вором (в зависимости от пластового давления).

Известно, что даже незначительное движение газа в при­ забойной зоне скважины ухудшает условия схватывания раст­ вора, поэтому следует в каждом случае выбирать наиболее эффективный и безопасный способ, но обязательно такой, что­ бы по окончании тампонирования скважину оставлять под давлением (герметично закрытой).

Обычно в таких случаях применяют комбинированный спо­ соб фонтанирования. Конец НКТ устанавливают у нижних отверстий фильтра с тем, чтобы с начала процесса продавки за колонну поступал тампонажный, а не буровой раствор. Это очень важно, когда скважина слабо поглощает жидкость (0,1— 0,15 м3/мин) при давлениях, составляющих 60—70% макси­ мально допустимого на колонну. Возможность прихвата НКТ исключается тем, что трубы поднимают выше уровня вытес­ ненного тампонажного раствора. При этом применяют обрат­

Цементирование нефтецементным раствором

При этом способе цемент затворяют на углеводородной жидкости (нефти, дизельном топливе или керосине). Для улуч­ шения смешивания тампонажного цемента и углеводородной жидкости и превращения их в однородную массу в нефтеце-

ментный раствор добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ); крезол, асидол, ОП-Ю, фенол, нейтрализованный чер­ ный контакт (НЧК), нафтанат кальция и др. Добавка ПАВ способствует сохранению подвижности раствора в течение длительного времени и облегчает замещение (вытеснение) уг­ леводородной жидкости при контакте раствора с водой.

По сравнению с обычным водоцементным раствором нефте­ цементный имеет следующие преимущества.

При контакте с водой раствор отфильтровывает углеводо­ родную жидкость, быстро загустевает и твердеет, без контакта

собен проникать в глубокие трещины при продавке и вымывать­ ся из пласта в процессе освоения скважины.

В скважинах, где применение нефтецементных растворов приводит к снижению дебита нефти после изоляционных работ, а также в скважинах, сильно поглощающих жидкость, приме­ няют нефтецементно-песчаный раствор. Рецептуры нефтецемент­ ных растворов перед заливкой необходимо уточнять в промыс­ ловых условиях.

Чтобы облегчить выделение из раствора нефтепродукта и лучше уплотнить образовавшееся в трещинах и пустотах це­ ментное тесто, следует в процессе задавливания раствора не­

качестве продавочной жидкости, добавляют различные водо­ растворимые ПАВ. В качестве продавочных жидкостей приме­ няют морскую воду с добавкой сульфанола, а также щелоч­ ную.

Нефтецементный раствор приготавливают в замерной ем­ кости насосной установки следующим образом. Замерную ем­ кость сначала заполняют расчетным объемом углеводородной жидкости, в которой растворяют поверхностно-активные веще­ ства. Эту смесь перемешивают насосом установки до получе­ ния однородного раствора, после чего цемент затворяют обыч­ ным путем. Полученный нефтецементный раствор закачивают в замерную емкость другого агрегата и перемешивают до по­

колонне столба высотой 20 м (нижняя буферная пробка), ко­ торый препятствует смешиванию нефтецементного раствора с водой, вытесняемой из труб и затрубного пространства. Вслед за нижней буферной пробкой в скважину закачивают нефте­ цементный раствор, а затем создают верхнюю буферную проб­ ку, закачивая углеводородную жидкость в объеме, который занимает в трубах высоту 100—120 м. Это делается для пред­ охранения нефтецементного раствора от смешивания с прода-

40 м3 воздуха на 1000 кг сухого цемента. В качестве ПАВ при­ меняют ионогенные (сульфанол, ДС-РАС) и неионогенные (десольван, ОП-Ю и др.) ПАВ. Количество подаваемого воздуха выбирают из условий создания степени аэрации в пластовых условиях, равной 0,3—0,5.

На рис. V.3 приведена схема расположения наземного обо­ рудования при цементировании скважин пеноцементным ра­ створом. Процесс осуществляется в следующем порядке: при­ готовленный обычным способом в емкости 6 цементный раствор поступает в приемный бачок 7 насосной установки 5. Туда же

2, куда одновременно подается и сжатый воздух от компрес­ сора 3. Полученный в смесителе пеноцементный раствор через цементировочную головку 1 подается в скважину. Продавка пеноцементного раствора в пласт и вымывание излишков его производятся водой.

Меры по предупреждению осложнений при тампонировании скважин

Тампонирование скважин — одна из самых сложных и ответ­ ственных операций в процессе их строительства и ремонта. По­ этому во избежание осложнений и аварий при этих работах соблюдают следующие условия.

1. Скважину необходимо тщательно подготовить, к проведе­ нию тампонажных работ: проверить состояние колонны, опреде­ лить глубину забоя и поглотительную способность пласта; не­ посредственно перед закачкой тампонажного раствора в сква­ жину повторно определить поглотительную способность пласта.

Если пласт не поглощает жидкости, то заливку следует от­ менить и осуществить мероприятия, обеспечивающие создание нормальной приемистости скважины.

2.Наземные сооружения, оборудование, насосные установки

иинструменты должны быть соответствующим образом подго­ товлены.

3.Диаметр колонны заливочных труб, ее конструкцию и группу прочности сталей необходимо выбирать в зависимости от глубины скважины и ожидаемых давлений в процессе там­ понирования скважин.

Верхняя секция НКТ должна выдерживать максимальные

усилия от массы колонны труб, а остальные секции труб долж­ ны быть выбраны исходя из минимально возможного внутрен­ него объема и обеспечения допускаемых давлений при вымыва­ нии излишка тампонажного раствора обратной промывкой.

4. Перед спуском труб в скважину для цементирования ма­ стер по капитальному ремонту обязан тщательно проверить их состояние, замерить и отшаблонировать.

5. Насосные установки следует подбирать в зависимости от глубины скважины, количества закачиваемого тампонажного раствора и величины предполагаемого избыточного давления*

6.Все линии от насосных установок к цементировочной ар­ матуре (головке) промыть водой и опрессовать на полутора­ кратное ожидаемое в процессе заливки максимальное рабочее давление.

7.До начала процесса тампонирования рассчитать количе­ ство тампонажного материала, потребного для заливки в один прием. При этом учитывают, что в случае необходимости можно

было весь закачанный тампонажный раствор вымыть обратной промывкой при допускаемых давлениях на эксплуатационную колонну и насосную установку.

8.Процесс тампонирования проводить с таким расчетом, чтобы уложиться в сроки начала и конца схватывания тампо­ нажного раствора.

9.Качество сухого тампонажного цемента проверять не поз­ же чем за шесть суток до тампонирования скважины.

10.При высокой температуре и большом давлении на забое скважины для уменьшения сроков начала схватывания цемент­ ного раствора используют реагенты-замедлители.

11.При использовании бурового раствора в качестве про-

давочной жидкости необходимо иметь запас его на скважине

вколичестве не менее двух объемов эксплуатационной колонны.

12.Независимо от способа тампонирования на скважине устанавливать гидравлический индикатор массы.

13.Для наблюдения за процессом цементирования на цемен­

тировочной арматуре устанавливать регистрирующие манометры.

14.Во избежание попадания тампонажного раствора в затрубное пространство при его прокачке необходимо предотвра­ тить образование вакуума в затрубном пространстве. Достига­ ется это регулированием скорости восходящего потока жидкости из затрубного пространства. Если не удается предотвратить вакуум, то во время прокачки тампонажного раствора следует

взатрубном пространстве создать противодавление, значение которого определяют опытным путем.

Вэтих же целях кр а н в затрубном пространстве закрывают, когда столб тампонажного раствора по расчету будет находить­ ся на 150—200 м выше конца НКТ.

15.Следить за показаниями регистрирующих манометров и принимать меры для сохранения постоянного давления на забой

скважины в процессе тампонирования. При этом необходимо учитывать, что при вымывании излишка тампонажного раствора обратной промывкой, давление на забой скважины будет выше, чем при прямой промывке.

16. Продавку тампонажного раствора в пласт производить плавно при минимальной подаче насосной установки.

Необходимое количество буферной и продавочной жидкости определяют с таким расчетом, чтобы не допустить выход всего

тампонажного раствора из конца НКТ. К окончанию процесса продавки тампонажного раствора в трубах должно находиться не менее 0,3—0,5 м3 раствора.

Если объем закачиваемого тампонажного раствора превос­ ходит объем НКТ, то при высоте столба раствора на уровне 150—200 м выше конца трубы краны цементировочной арматуры в затрубном пространстве перекрывают и продолжают прокачку раствора с одновременным продавливанием его в пласт.

По окончании прокачки всего объема тампонажного раство-- ра нагнетают расчетное количество продавочной жидкости. Если обнаружится, что тампонажный раствор поступает в пласт без воздействия давления или при низких его значениях, то необхо­ димо продавить весь раствор в пласт. В таких случаях в конце этого процесса следует одновременно прокачать продавочную жидкость в НКТ и в затрубное пространство.

17. Вымывать излишки тампонажного раствора необходимо способом обратной промывки до начала его схватывания. При ступенчатой колонне НКТ скорость восходящего потока жид­ кости следует регулировать при переходе тампонажного раство­ ра из одной секции труб в другую. Регулировка необходима для сохранения неизменного давления на забой скважины.

18. После окончания процесса тампонирования трубы необ­ ходимо приподнять на высоту, исключающую возможность их прихвата.

Изоляция эксплуатационного объекта от чуждых вод

При разработке нефтяных месторождений чуждая вода мо­ жет поступать в скважину в период ее освоения, по окончании бурения, после продолжительной эксплуатации.

По отношению к продуктивным нефтегазоносным горизонтам пластовые воды подразделяются на верхние, нижние, контур­ ные, подошвенные, промежуточные, тектонические и смешанные.

гает в пониженной части нефтяного пласта (в антиклинальных

складках).

П о д о ш в е н н а я в о д а в отличие от контурной располага­ ется по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредст­ венно под нефтью. В ряде случаев эта вода залегает в отдель­ ных пропластках, отделяясь от нефти небольшими по толщине

глинистыми пропластками (перемычками).

П р о м е ж у т о ч н а я в о д а залегает в отдельных пропласт­ ках продуктивного нефтяного пласта. При этом нередко конту­ ры нефтеносности пропластков не совпадают. Свойства воды, заполняющей такие водоносные пропластки, от свойств пласто­ вых вод существенно не отличаются.

Т е к т о н и ч е с к а я в о д а — вода, проникшая в продуктив­ ные горизонты, вскрытые скважиной, по тектоническим наруше­ ниям (например, по сбросовым трещинам).

С м е ш а н н а я в о д а — вода нескольких нефтяных горизон­ тов, эксплуатируемых одной скважиной общим фильтром.

Для разработки и осуществления наиболее рациональных и эффективных мероприятий по изоляции эксплуатационного объ­ екта от чуждых вод необходимо знать: причины поступления чуждых вод в скважины; горизонт (пласт, объект), которому лринадлежит вода; глубину его залегания; пути движения воды.

колонны, вследствие чего не достигается полное разобщение нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуа­ тирующую тот же горизонт (скважина-обводнительница); де­ фект в эксплуатационной колонне вследствие недоброкачествен­ ности металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин); разрушение колонны под воздействием минерализованных пла­ стовых вод; нарушение колонны в процессе освоения скважины; повреждение колонны при текущем и капитальном ремонте.

Работы по капитальному ремонту скважины для перекрытия путей движения вод заключаются в изоляции ее от проникно­ вения верхних, нижних и подошвенных вод и называются и з о ­ л я ц и о н н ы м и .

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта и отдельных пластов

При эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов (т. е. при эксплуатации их объединенным фильтром) возможно частичное или полное обводнение продукции водами одного из горизонтов.

При появлении воды в продукции скважин продолжение сов­ местной эксплуатации нескольких объектов без изоляции про­ пластка, по которому поступает вода, недопустимо и тем более, если эксплуатируемые объекты имеют различные пластовые давления. В таких случаях должны быть проведены работы по их разобщению.

Если вода проникает в скважину через нижнюю часть фильт­ ра, то в колонне создают цементный стакан с учетом перекры­ тия водоносного пропластка. В этих целях в скважину спускают НКТ До забоя, промывают ее водой, а затем цементируют без воздействия давления.

Если вода проникает в скважину через верхнюю часть фильт­ ра, то ее изолируют цементированием под давлением закачивае­ мого цементного раствора через трубы. Для этого в нижнюю часть фильтра насыпают песок во избежание попадания в такую