28. Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн техническими средствами

Классифицировать основные причины нарушения герметичности можно по следующим признакам:

• механическое разрушение труб (слом, трещины, дефект в результате

истирания);

• коррозия труб (внутренняя и наружная);

• нарушения резьбовых соединений.

Проявление нарушений герметичности связано с возрастом скважин, интервалами глубин, состоянием крепи (прочности цементного камня за колонной, его сцеплением с породой и металлом), характером выполненных подземных ремонтов и количеством спускоподьемных операций (СПО), использованием антикоррозионной жидкости (АКЖ) в межтрубном пространстве (между колоннами НКТ и эксплуатационной, оборудованных пакером).

Нарушения в первые годы работы определяют качественные критерии скважины и могут быть результатом несоответствия проектных решений условиям разработки месторождений (конструкция, материалы, технические мероприятия) или несоблюдения технологии строительства скважины.

Анализ причин нарушения герметичности скважин (НГДУ «АН») показал, что частота отказов (нарушений герметичности) больше при отсутствии цемента за колонной (не поднят во время цементирования, разрушение камня после длительных сроков эксплуатации и др.), чем при его наличии. Дефекты появляется раньше в наклонно-направленных скважинах, чем вертикальных и в большинстве случаев приурочены к участкам с максимальными защитными углами и в интервалах изменения азимута. Независимо от возраста и категории скважин значительная часть нарушений (по анализируемым скважин; л в НГДУ «АН» - 39 %) приходятся на верхние 100м колонны, что объясняется лучшими условиями доступа кислорода и поверхностных вод, а также на интервалы отложений, характеризующихся высоким содержанием кислорода и сероводорода (на месторождениях Татарстана - артннскне; серпуховские, бобрнковскне). Срок службы нагнетательных скважин значительно увеличивает использование АКЖ (по НГДУ «АН» -1,5 раза).Следовательно, возможные причины нарушения герметичности: отсутствие или разрушение цементного камня за колонной; механические нагрузки в период ремонта и СПО;влияние кислорода, сероводорода и блуждающих токов, что проявляется в локализации коррозионного процесса.

Возможные мероприятия по предотвращению нарушения герметичности:

А) на стадии проектирования использование труб из материала соответствующего свойствам пластовых флюидов и конкретным геологическим условиям; использование в наиболее нагруженных участках колонны (неустойчивые породы; отложения с содержанием кислорода и сероводорода; интервалы с доступом кислорода и поверхностных вод) труб повышенной прочности и герметичности с учётом профиля скважины;

использование цементирующих материалов с антикоррозионными свойствами, повышенной прочности и проницаемости, не разрушающихся со временем применительно к конкретным условиям разработки; использование в составе колонны труб из антикоррозионных материалов; совершенствование оснастки обсадных колонн; утяжеление и усложнение конструкции скважины (количество колонн, величина зазоров) на наиболее сложных участках месторождений; применение щадящих способов вторичного вскрытия продуктивных пластов; изоляция водоносных горизонтов высокого давления (а возможно и неустойчивых) до спуска эксплуатационных колонн.

Б) на стадии эксплуатации (при условии качественного выполнения проектных решений):

обработка нагнетаемых вод ингибиторами коррозии; использование эффективных АКЖ (на нефтяной основе, с добавкой бактерицида);обеспечение герметичности спущенных в скважину колонн НКТ; катодная защита скважин, находящихся в зоне блуждающих токов.

Работы по устранению нарушений герметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб илх: повторной герметизации резьбовых соединений и стыковочных узлов.

Работы по устранению нарушений герметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб илх: повторной герметизации резьбовых соединений и стыковочных узлов.

Сквозные дефекты изолируют:

• нагнетанием через дефект в колонне тампонажного раствора (тампонирование под давлением);

• заменой повреждённой части колонны;

• спуском дополнительной колонны меньшего диаметра.

• перекрытием дефектов тонкостенными металлическими трубами (пластырями) запрессованными в обсадную колонну.

Если указанные способы реализовать не удаётся или их применение экономически не эффективно, то интервалы дефектов подлежат ликвидации, а работоспособность скважины восстанавливают другими методами (бурение боковых стволов, переход на вышележащие горизонты).

Способ тампонирования под давлением наиболее рационален и приемлем для изоляции сквозных дефектов, а если их в колонне несколько, то тампонируют последовательно каждый дефект снизу вверх.

Но этот способ не во всех случаях выполним технически, и не всегда обеспечивает требуемую герметичности обсадной колонны.

Не рекомендуется применение этого способа, когда давление гидравлического разрыва окружающих горных пород в зоне дефекта значительно ниже давления опрессовки обсадной колонны (менее 50 %).Создание прочных пробок цементированием под давлением не достигается на небольших расстояниях от устья (10-100 м), так как схватывание раствора происходит в условиях невысоких температур и небольших давлений.

Замену повреж дённой части колонны производят в следующих условиях:

- дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы не зацементированы, не прихвачены обвалившейся породой и не заклинены посторонними предметами;

- на извлекаемых трубах не установлены элементы

• технологической оснастки обсадных колонн (центраторы, заколонные пакеры и др.);

• извлекаемые обсадные трубы расположены в обсаженной или не склонной к обвалам части ствола скважины.

Повременную верхнюю часть колонны вырезают труборезом или отвиичпвают одним из существующих способов.