14. Подземный ремонт скважин

Подземный ремонт скважин с применением колтюбинговых тех­нологий позволяет:

• очистку забоя скважины от песка;

• удаление парафиновых пробок;

• удаление гидратных пробок и растепление скважин;

181

• удаление плотных пробок в условиях аномально низких пласто­ вых давлений (АНПД);

• удаление жидкостей из газовых скважин;

• установку цементного моста;

• изоляцию перфорационных отверстий;

• установку гравийных фильтров;

• выполнение ремонтных работ в межтрубном пространстве;

• изоляцию заколонных перетоков в скважинах с горизонтальны­ ми стволами;

• подготовку и проведение текущего ремонта скважин.

Очистка забоя скважины от песка

Процесс образования песчаных пробок происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах. Его интенсивность обусловлена свойствами продуктивного пласта и технологией эксплуатации скважин. Причины возникновения песчаных пробок разные, но их появление на забое скважины может быть обусловлено несколькими факторами:

• оседанием частичек породы, которые выносятся через перфора­ ционные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю по­ лость скважины;

• оседанием частичек песка и обломков породы после проведения пескоструйной перфорации;

• оседание песка после проведения гидроразрыва пласта;

• наличие остаточного песка при создании искусственного забоя скважины.

Для выполнения работ по удалению песчаных пробок колтюбин-говая труба должна иметь на конце обратный клапан и промывочную насадку. На скважине должен быть насосный агрегат.

Основным требованием к промывочной жидкости является спо­собность ее выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы с ко­лоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает осо­бую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

В качестве промывочных используют два типа жидкостей - нью­тоновские и неньютоновские. К первой группе относятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очи­щенная нефть и т. п.). Все они имеют постоянную вязкость.

Вторую группу составляют буровые растворы и гели. Для них ха­рактерно наличие зависимости вязкости от условий течения, они обла-

182

дают ярко выраженными релаксационными свойствами, а зависимость между скоростью и напряжением сдвига у них нелинейна.

Помимо описанных используют сжимаемые жидкости, содержа­щие газ. К ним же, правда с определенной условностью, могут быть от­несены и пены, поскольку они представляют собой газожидкостную эмульсию. В качестве жидкости для образования пен используют воду или нефть, в качестве газа - азот. Для образования устойчивой пены добавляют небольшое количество ПАВ (до 5-6%). Использование пен в качестве промывочных жидкостей обусловлено стремлением снизить гидростатическое давление на пласт при выполнении технологических операций. Важным свойством пены является ее способность удержи­вать во взвешенном состоянии крупные твердые частицы, что не удает­ся другим типам промывочных жидкостей. При промывке скважин, имеющих угол наклона более 30°, применение пен нежелательно, так как при их распаде в процессе подъема по колонне лифтовых труб про­исходит образование застойных зон в местах, где колонна гибких труб соприкасается с внутренней поверхностью лифтовых труб. В ряде слу­чаев может образовываться поток жидкости, направленный сверху вниз, который переносит частицы песка обратно на забой. Предотвратить это явление можно, если обеспечить турбулентный режим промывочной жидкости по всему поперечному сечению лифтовой колонны. Этому способствует подача азота в промывочную жидкость. В качестве по­следней используют азот [4].

При спуске труб осуществляют непрерывную циркуляцию техноло­гической жидкостью, начиная с глубины 100-150 м. Скорость спуска выби­рается, исходя из информации о местонахождении песчаной пробки и дос­тигает 0,5 м/с. Не доходя до предвиденной глубине нахождения пробки око­ло 100 м, скорость спуска трубы уменьшают до 0,1-0,2 м/с и внимательно наблюдают за давлением на насосной установке. После входа промывочной насадки в пробку скорость перемещения трубы уменьшают до 0,0-0,03 м/с, а подачу жидкости насосом доводят до максимума.

Схема внутрискважинного оборудования при промывке забоя скважины показана на рисунке 14.1.

Скорость восходящего потока при работе с колтюбинговой тру­бой должна превышать скорость оседания в ней твердых частичек. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков с отклонением от вертикали до 45°. Для более пологих, а тем более для горизонтальных участков скважины надо создавать турбулентность по­тока исходной жидкости.

183

Рис 14.1. Схема внутрискважин-ного оборудования при промывке за­боя скважины: 1 - колтюбинговая труба с промывочными насадками; 2 - НКТ; 3 - пакер; 4 - жидкость с час­тичками песка, поднимающегося на поверхность; 5 - полимерный гель, нагнетаемый в скважину. 6 - песок

Удаление плотных пробок в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД)

В полости скважины возможно образование плотных пробок, ко­торые образовываются вследствие осаждения на забое глинистого рас­твора, цемента, песка, окалины из труб и др. Разрушение таких пробок путем размыва струей технологической жидкости часто невозможно. Дополнительные сложности возникают при удалении подобных пробок в скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями, при прове­дении этих работ в пласт может попасть промывочная жидкость, кото­рая еще больше может ухудшать фильтрационные свойства коллектора.

Схема обвязки устья скважины при промывке песчаных пробок в условиях АНПД показана на рисунке 14.2.

184

Рис. 14.2. Схема обвязки устья скважины при промывке песчано-глинистых пробок: 1 - газ; 2 - пена; 3 - газ + пенообразующая жидкость (ПОЖ); 4 - гидроударное устройство; 5 - песчано-глинистая пробка; 6 - фа­кельная линия; 7 - колтюбинговая установка; 8 - тройник; 9 - насосный агре­гат; 10 - сепаратор; 11 - бустерная установка; 12 - емкость для ПОЖ

При этих работах используется такое оборудование:

• колтюбинговая установка;

• насосный агрегат;

• сепаратор;

• источник инертного газа;

• бустерная установка;

• емкость для жидкости;

• технологическая жидкость.

В качестве технологической жидкости используется двухфазная смесь газа и воды. Технологическая жидкость с заданным соотношени­ем компонентов нагнетается бустерной установкой, на прием которой поступает газ и жидкость.

Для разрушения плотной пробки в скважину на колтюбинговой трубе спускается гидроударное устройство или забойный двигатель.

185