5.8. Устранение негерметичности

ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования).

Ликвидацию каналов негерметичности в соединительных узлах обсадных колонн следует производить тампонированием под давлением. При негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн рекомендуется применять метод довинчивания обсадных труб с устья скважины.

5.8.1. Тампонирование негерметичных

РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Работы проводят в соответствии с РД 39-1-844-82 для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения, являющиеся причиной негерметичности колонн при опрессовке и источниками межколонных проявлений при эксплуатации скважин. В качестве тампонирующих материалов рекомендуется использовать фильтрующиеся полимерные составы, превращающиеся в предельном состоянии в газонепроницаемый камень (отверждающиеся составы) или гель (гелеобразующие составы).

Применение цементного состава результатов не дает. Возможно использование тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждается или образует гель. С этой целью следует остановить скважину, замерить затрубное р_з и межколонное р_м.к. давления на устье, затем открыть выкид из межколонного пространства, снизить давление до атмосферного или до некоторого значения р'_м.к.. После этого закрывают выкид из межколонного пространства и определяют время восстановления Т_в давления в межколонном пространстве от атмосферного или р'_м.к. до р_м.к..

Из паспорта скважины выписывают плотность бурового раствора _ж, использованного при креплении обсадной колонны, и глубину Н_ц до уровня цементного кольца за обсадной колонной. Затем скважину заглушают и измеряют р_м.к.. Продолжение межколонных газопроявлений укажет на наличие перетоков газа по негерметичному заколонному пространству. Если межколонные газопроявления прекратятся, то негерметичность колонны подтверждается однозначно. Если устье скважины оборудовано колонной головкой с клиновой подвеской труб, то герметичность сальниковых уплотнений и сварных соединений головки проверяют опрессовкой сжатым газом.

К обследованию обсадной колонны приступают, когда установлена герметичность колонной головки.

Из скважины поднимают и подвергают ревизии НКТ. Обсадную колонну шаблонируют полномерной печатью до глубины, превышающей на 200 - 300 м нижнюю границу интервала, в котором имеется негерметичность. Расстояние до этой границы от устья ориентировочно оценивают по следующим формулам:

при

при

где Н_ц - глубина до уровня цемента за обсадной колонной, м;

 - плотность воды ( = 1000 кг/м³);

_ж - плотность бурового раствора, использованного при креплении обсадной колонны, кг/м³;

g - ускорение силы тяжести (g = 9,8 м/с²);

р_з - давление в затрубном пространстве при эксплуатации, МПа.

Устанавливают цементный мост на 100 - 200 м ниже глубины L. После 24 ч. ОЗЦ проверяют прочность моста разгрузкой не менее 10 % веса НКТ при одновременной промывке с расходом не менее 5 - 6 л/с. Буровой раствор в колонне заменяют на воду. Колонну спрессовывают на герметичность водой, фиксируют снижение давления ∆р в течение контрольного времени. Затем устанавливают нижний конец НКТ на глубине L. Поиск негерметичных резьбовых соединений ведут методом поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны газообразным агентом или пачкой высоковязкой жидкости. Если интервал, содержащий негерметичность, находится в пределах допускаемой глубины снижения уровня жидкости в колонне, то для изоляционных работ применяют схему, предусматривающую закачку тампонирующего состава в скважину, опорожненную до нижней границы негерметичности.

В качестве изолирующих материалов используют растворимые или нерастворимые в воде отверждающиеся тампонирующие составы.

Если интервал, содержащий негерметичность, находится ниже допускаемой глубины опорожнения колонны, то рекомендуется применять схему, предусматривающую закачку тампонирующего состава в заполненную буровым раствором скважину.

Если местоположение интервала, содержащего негерметичность, установить не удалось, то для изоляции каналов утечки применяют метод «скользящего» тампонирования. Изолирующими материалами служат гелеобразующие составы. В скважинах с высокими межколонными давлениями (р_м.к. > 4,0 МПа) допускается использовать водонерастворимые отверждающиеся тампонирующие составы. Для этого необходимо уточнить рецептуры тампонирующих составов, исходя из времени начала загустевания или гелеобразования для конкретной партии компонентов раствора и температуры в изолируемой зоне.

В зависимости от выбранной технологической схемы и уточненной рецептуры на скважину доставляются компоненты тампонирующей смеси в количествах, обеспечивающих приготовление раствора в расчетном объеме, который определяется по формуле:

где D - внутренний диаметр ремонтируемой колонны, м;

l - протяженность интервала негерметичности, м;

k₁ - коэффициент запаса, k₁ = 1,2.

На скважине устанавливают газонагнетающий агрегат, два цементировочных агрегата и емкость вместимостью от 3 до 5 м³. При заполненной скважине поднимают часть НКТ, нижний конец которых устанавливают на 10 - 15 м ниже интервала, содержащего негерметичность колонны.