Испытание ОК на герметичность

В процессе эксплуатации нагнетательных скважин они регулярно подвергаются исследованиям по проверке герметичности. Эти иссле­дования проводятся двумя способами: опрессовкой колонны труб и снижением уровня жидкости в стволе скважины. Технология опрес­совки ствола скважины заключается в создании по всей длине ство­ла или на отдельных участках повышенного давления. Величина со­здаваемого давления зависит от диаметра испытуемых труб.     

Колонна считается герметичной, если:

- при давлении опрессовки 7 МПа и более за 30 мин давление уменьшится не более, чем на 0,5 МПа;

- при давлении опрессовки менее 7 МПа за 30 мин давление уменьшится не более, чем на 0,3 МПа. 

При исследовании скважин методом снижения уровня жидкости в стволе контролируют сохранение высоты столба жидкости. Это явля­ется свидетельством отсутствия притока жидкости через дефекты в ОК или в изолированном участке колонны.

   Зарезка второго ствола

Если аварию в скважине устранить не удается и, не удается исполь­зовать скважину для добычи нефти, то решается вопрос либо о ликви­дации скважины, либо о зарезке второго ствола. Технология зарезки второго ствола включает следующие виды работ:

- выбор интервалов забуривания с учетом нарушений ОК, нали­чия поглощающих интервалов;

- установка цементного стакана, высотой до 6 м на выбранном интервале скважины;

- спуск в скважину направления, длиной 6...8 м, диаметр которо­го на 6 мм меньше внутреннего диаметра ОК;

- спуск на бурильных трубах отклонителя и его установка на це­ментный стакан;

- расклинивание отклонителя путем создания дополнительного давления на выбранной глубине;

- спуск в скважину фрезера-райбера минимального диаметра;

- прорезание окна в ОК;

- расширение окна райбером большего диаметра;

- бурение скважины до плановой глубины второго ствола;

- проведение комплекса геофизических исследований;

- спуск эксплуатационной колонны или «хвостовика»;

- перфорационные работы и вызов притока жидкости из пласта в скважину.

Ликвидация скважины

Причинами ликвидации скважины могут быть:

- выполнение скважиной своего назначения (например, разве­дочные скважины);

- отсутствие притока или приемистости по жидкости;

- сложные аварии в скважине, не подлежащие исправлению;

- если устье скважины находится в зоне строительства или чрез­вычайных ситуаций.

Технология ликвидации скважины включает проведение следую­щих видов работ:

- если пласт имеет слабые нефтепроявления, проводят цементиронание на глубину толщины пласта плюс 50 м выше кровли и ниже по­дошвы с последующим заполнением ствола буровым раствором;

- если в разрезе скважины отсутствуют напорные водоносные пла­сты или пласты, содержащие сероводород, проводят извлечение техни­ческих колонн с установкой в последней колонне цементного моста, высотой не менее 50 м;

- сооружение на устье скважины репера, представляющего сплюс­нутую трубу (73 мм) с пробкой на нижнем конце;

- спуск репера на глубину не менее 2 м с последующей заливкой це­ментным раствором;

- монтаж на устье скважины бетонной тумбы (1´1´1 м), из которой репер должен выходить на высоту не меньше 0,5 м;

- изготовление и укрепление на тумбе таблички с надписью номе­ра скважины, шифра пласта и глубины залегания, назначения скважи­ны, даты ликвидации, Ф.И.О. мастера бригады КРС, проводившей эти работы.

Восстановление герметичности цементного кольца и изоляционные работы.    

Наличие заколонного перетока жидкости может быть определено путем закачки в ПЗП через фильтр жидкости, содержащей радиоактив­ные изотопы (Fe, Zr, Zn и др.). В случае перетока жидкости из одного пласта в другой через нарушения цементного кольца произойдет зара­жение жидкости водоносного пласта изотопами. Последующим про­ведением гамма-каротажа можно будет определить местоположение участка негерметичности цементного кольца. Обычно при закачке ра­диоактивной жидкости в пласт нагнетают объем             1,5...2,0 м³.

Другим способом определения негерметичности цементного камня зa ОК служит следующая технология. В скважине выше фильтра (кров­ли пласта) устанавливают пакер и проводят закачку в ПЗП пресной во­ды. В случае негерметичности цементного кольца появление в жидко­сти пресной воды, находящейся выше пакера, будет свидетельством нарушения целостности цементного кольца. Устранение негерметичности цементного кольца может быть выполнено несколькими спосо­бами. Наиболее распространенным методом изоляции верхних вод яв­ляется: дополнительное тампонирование через отверстия фильтра (на основе синтетических смол) с последующим разбуриванием цемент­ного стакана или вымыванием излишков раствора. Изоляция нижних или подошвенных вод, ликвидация негерметичности цементного ста­кана на забое скважины производится в следующей последовательности. Если поступление или поглоще­ние воды происходит через зумпф скважины, то прово­дят разбуривание старого стакана и установку ново­го цементного стакана, нижняя и верхняя границы которого должны перекры­вать дефектный участок на 3...5 м. Изоляция поглоще­ния вод через нижнюю часть фильтра скважины проводится цементной за­ливкой под давлением водо- или пеноцементными растворами. В случае опас­ности цементирования нефтенасыщенной части толщины пласта применя­ют нефтецементные рас­творы.

Схема компоновки обо­рудования забоя скважины при испытании цементного камня на герметичность показана на рис.1.3.

                                           а)                               б)

а - оборудование забоя без установки из­влекаемого клапана; б -то же, с установ­кой извлекаемого клапана; Р₁ - нижний пласт; Р₂ - верхний пласт; 1 - НКТ; 2 - цементное кольцо; 3 - пер­форационные отверстия; 4 - пласт; 5 - ре­зиновые уплотнительные элементы; 6 - специальные отверстия; 7 - извлекае­мый клапан

Рисунок 1.3 - Установка оборудования в скважине при определении герметичности цементного кольца:

 Крепление пород ПЗП в нагнетательных скважинах

Причиной разрушения пород ПЗП в нагнетательных скважинах яв­ляется образование развитой системы трещин при закачке воды в пласт и слабосцементированные горные породы. На характер разрушения пород ПЗП большое влияние оказывают физические и химиче­ские методы обработки пласта, применяемые в нагнетательных сква­жинах.     

Наибольшее распространение среди методов крепления пород ПЗП получили методы, основанные на применении закачки в пласт различ­ных составов синтетических смол [5]. При такой технологии закреп­ляющий материал заполняет все пустотное пространство пород с обра­зованием проницаемой породы или продавливается в глубь пласта продавочной жидкостью. В условиях продуктивных пластов Арланского месторождения в качестве закрепляющих материалов применя­лись растворы смолы ТСД-9 (ТСД-9 + нефть + щелочь + формалин + пластовая вода). Смола ТСД-9 представляет смесь суммарных сланце­вых фенолов, растворов едкого натра, водорастворимых гликолей и этилового спирта. В качестве отвердителя смолы применяется форма­лин. При контакте смолы с отвердителем образуется прочный полимер во всем объеме смеси. Время отвердевания этого раствора составило 3,5 часа при температуре 22°С. После закрепления породы ее проница­емость достигала 0,8 мкм². Недостатком раствора на основе смолы ТСД-9 является ограничение по температуре. Раствор надежно работа­ет при температурах не выше 40°С. Поэтому при более высоких темпе­ратурах для крепления пород ПЗП применяют водоцементные и песча­ноцементные растворы.