СПОСОБ РЕМОНТА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ С ДЕФЕКТНЫМ УЧАСТКОМ
REPAIR METHOD OF CASING STRING IN WELL WITH DEFECTIVE SECTION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн в скважинах с дефектным участком.
Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2386779, МПК Е21В 29/10, опубл. в бюл. №11 от 20.04.2010 г.), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной колонны-летучки с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим цементированием, при этом после определения интервала дефектного участка обсадной колонны производят предварительное цементирование внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине, после затвердевания цемента производят фрезерование дефектного участка, а перед спуском дополнительную колонну-летучку выше дефектного участка оснащают наружными центраторами, при этом сверху дополнительную колонну-летучку оснащают механическими плашками, фиксирующими дополнительную колонну-летучку относительно обсадной колонны так, что дополнительная колонна-летучка перекрывает весь вырезанный дефектный участок обсадной колонны.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, при фрезеровании дефектного участка обсадной колонны возникают высокие механические и гидравлические нагрузки, воспринимаемые инструментом, в частности вырезающим устройством, производящим фрезерование (удаление) дефектного участка обсадной колонны, что ведет к быстрому его износу и выходу из строя;
- во-вторых, вследствие износа вырезающего устройства снижается скорость проходки при фрезеровании обсадной колонны, а при прекращении проходки вследствие износа инструмента необходимо производить спуско-подъемные операции по замене изношенного вырезающего устройства. Кроме того, не учитывается толщина стенки дефектного участка обсадной колонны, что также влияет на время фрезерования дефектного участка обсадной колонны. Все это приводит к увеличению продолжительности работ по фрезерованию дефектного участка обсадной колонны;
- в-третьих, высокая стоимость ремонта по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине, связанная с предварительным цементированием внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине и с последующим спуском в скважину после удаления дефектного участка обсадной колонны дополнительной колонны-летучки с механическими плашками и центраторами.
Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2347888, МПК Е21В 29/10, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2009 г.), включающий определение всей информации по дефектному участку, изоляцию дефектного участка спуском и установкой дополнительной колонны-летучки с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим цементированием, при этом дефектный участок обсадной колонны предварительно перед спуском дополнительной летучей колонны вырезают по всей длине фрезерованием с помощью вырезающего устройства, спущенного в дефектный участок обсадной колонны на колонне труб с винтовым забойным двигателем (ВЗД), после чего по всей длине и периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, перед спуском дополнительную колонну-летучку оснащают подпружиненным наружу упором с наружными переточными каналами, который, расширяясь при спуске дополнительной колонны-летучки, фиксирует ее относительно верхней кромки выреза обсадной колонны так, что дополнительная колонна-летучка перекрывает весь дефектный участок.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, при удалении дефектного участка обсадной колонны вырезающим устройством, спущенным на колонне бурильных труб, не учитываются толщина стенки и диаметр обсадной колонны, поэтому возникают высокие механические нагрузки, воспринимаемые инструментом, в частности вырезающим устройством, производящим удаление дефектного участка обсадной колонны, что ведет к быстрому его износу и выходу из строя;
- во-вторых, вследствие износа вырезающего устройства резко снижается скорость проходки, а при выходе его из строя при прекращении проходки необходимо производить спуско-подъемные операции по замене изношенного вырезающего устройства. Все это приводит к увеличению продолжительности работ по фрезерованию дефектного участка обсадной колонны;
- в-третьих, высокая стоимость ремонта по восстановлению герметичности обсадной колонны, связанная со спуском в скважину дополнительной колонны-летучки и ее цементированием по всей ее длине;
- в-четвертых, при работе ВЗД возникает реактивный момент, который от корпуса ВЗД передается на колонну труб.
Техническими задачами являются снижение механических нагрузок на инструмент при удалении дефектной части обсадной колонны с возможностью компенсации реактивного момента при работе ВЗД, а также сокращение продолжительности работ по удалению дефектной части обсадной колонны и снижение стоимости ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине.
Поставленные задачи решаются способом ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком, включающим определение информации по дефектному участку обсадной колонны, удаление дефектного участка спуском инструмента, состоящего из вырезающего устройства на колонне бурильных труб, вращение инструмента с устья скважины механическим ротором, подъем инструмента после удаления дефектного участка обсадной колонны, вымывание породы по всей длине и периметру полученного выреза, направленным потоком жидкости из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, и изоляцию дефектного участка обсадной колонны.
Новым является то, что при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 6 до 8 мм на устье скважины перед спуском инструмента в скважину производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: универсальное вырезающее устройство - УВУ, винтовой забойный двигатель - ВЗД, колонна насосно-компрессорных труб - НКТ, затем инструмент спускают в скважину таким образом, чтобы резцы УВУ находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, при этом на устье скважины герметизируют пространство между колонной НКТ и обсадной колонной и фиксируют колонну НКТ, для ремонта обсадной колонны применяют два насосных агрегата, производят обвязку верхнего конца колонны НКТ через тройник с двумя насосными агрегатами, затем одновременно с помощью двух насосных агрегатов производят закачку технологической жидкости в инструмент и поднимают давление жидкости до 3 МПа, далее через каждые 2 мин повышают давление жидкости в инструменте на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа, после чего, поддерживая давление жидкости 12 МПа, производят врезание в обсадную колонну в течение 15 мин, далее, не снижая давления жидкости ниже 12 МПа, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на УВУ, не превышающую 40 кН, и производят вырезание дефектного участка во всем интервале обсадной колонны, при достижении нижнего интервала вырезания дефектного участка обсадной колонны приподнимают инструмент на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с и, не снижая давления, производят промывку в объеме скважины, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины, спускают гидромониторную насадку на колонне труб и по периметру полученного выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, затем спускают колонну заливочных труб и изолируют изолирующим составом скважину от забоя до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, причем в качестве изолирующего состава применяют микроцемент.
Предлагаемый способ реализуют для восстановления герметичности обсадных колонн в скважинах с дефектным участком, когда дефектный участок находится ниже продуктивного пласта и имеется возможность наращивания (заливки изолирующим составом) забоя скважины при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 6 до 8 мм.
На фиг.1, 2 и 3 показана схема реализации способа.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом, например, на скважине НГДУ «Азнакаевскнефть». Определяют информацию по дефектному участку обсадной колонны 1 (см. фиг.1), например, обсадной колонны типоразмером 146×7,5 мм. Производят геофизические исследования с помощью геофизического прибора (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Геофизический прибор используют любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (Республика Татарстан, г. Бугульма), предназначенный для проведения гидродинамических исследований в обсадной колонне скважины.
Например, на основании геофизических исследований определяют, что продуктивный пласт 2 расположен в интервале 1128-1136 м, имеет большую проницаемость пород, чем ниже расположенный пласт с подошвенной водой 3, который вследствие негерметичности обсадной колонны 1 по причине разрушения цементного камня (на фиг.1 и 2 не показано) за обсадной колонной 1 вызывает заколонный переток 4 подошвенной воды снизу вверх в продуктивный пласт 2. Для исключения заколонного перетока 4 и восстановления герметичности обсадной колонны скважины необходимо удалить дефектный участок 5 (см. фиг.2) обсадной колонны 1, имеющий разрушенный цементный камень за обсадной колонной 1 в интервале 1138-1144 м, т.е. высотой Н=6 м.
Далее производят подготовку инструмента 6 для удаления (фрезерования) дефектного участка 5 обсадной колонны 1.
Перед спуском инструмента 6 в обсадную колонну 1 скважины производят его сборку на устье скважины в последовательности снизу вверх: универсальное вырезающее устройство (УВУ) 7, винтовой забойный двигатель (ВЗД) 8, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 9, например, диаметром 73 мм.
В качестве универсального вырезающего устройства 7 применяют устройства вырезающие универсальные, изготавливаемые в ОАО «Карпатнефтемаш» (г.Калуш Ивано-Франковской области, Россия). УВУ 7 снабжено раздвижными резцами, выдвигающимися за счет перепада давления промывочной жидкости, прокачиваемой через него и колонну НКТ 9.
В качестве ВЗД применяют двигатель винтовой забойный Д3-106МР.7/8.37 производства ВНИИБТ-Буровой инструмент (г.Краснодар, Россия).
Далее спускают инструмент 6 (см. фиг.2) в обсадную колонну 1 скважины так, чтобы резцы 10 УВУ 7 находились напротив верхнего интервала (1138 м) дефектного (вырезаемого) участка 5 обсадной колонны 1.
На устье скважины герметизируют пространство между колонной НКТ 9 и обсадной колонной 1 устьевым сальником 11 и фиксируют колонну НКТ 9 от вращения, например, устройством для компенсации реактивного момента 12 (КМР - 73 паспорт и руководство по эксплуатации АПД 036.000 ПС и РЭ), выпускаемым ООО «Поиск» (г. Альметьевск, Республика Татарстан, Россия).
Применяют два насосных агрегата для ремонта обсадной колонны. Производят обвязку верхнего конца колонны НКТ 9 скважины с двумя насосными агрегатами, например, цементировочными агрегатами марки ЦА-320 через тройник (на фиг.1, 2 и 3 не показано).
Применение двух насосных агрегатов обеспечивает стабильный расход жидкости при давлении жидкости 12 МПа.
3
Затем одновременно с помощью двух насосных агрегатов производят закачку технологической жидкости, например, пресной воды плотностью 1000 кг/м в колонну НКТ 9 и поднимают давление жидкости в инструменте 6 до 3 МПа и далее через каждые 2 мин повышают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа. После чего под постоянным давлением жидкости 12 МПа в инструменте производят врезание путем врезки резцов 10 УВУ 7 в обсадную колонну в течение 15 мин. Признаком успешной врезки резцов 10 УВУ 7 является прекращение отдачи инструмента 6 (свободного вращения резцов 10 УВУ 7).
Далее, не снижая давления, производят вырезание обсадной колонны 1 во всем интервале дефектного участка 5 обсадной колонны 1, при этом осевым перемещением инструмента 6 вниз опытным путем подбирают нагрузку на УВУ 7, начиная от 0,5 кН и постепенно увеличивая ее, из условия обеспечения максимальной скорости проходки инструмента 6 в процессе вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1, не превышающую 40 кН. Например, при нагрузке 0,5 кН скорость проходки составляет 2,5 см/мин, при нагрузке 10 кН - 3,9 см/мин, при нагрузке 20 кН - 5 см/мин, при нагрузке 30 кН - 4,2 см/мин, при нагрузке 40 кН - 3,5 см/мин. Таким образом, из условия обеспечения максимальной скорости проходки инструмента является нагрузка 20 кН, при которой проходка составляет 5 см/мин.
3
3
При достижении нижнего интервала (1144 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1 приподнимают инструмент 6 на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с. Не снижая давления ниже 12 МПа в инструменте 6, производят промывку обсадной колонны 1 в одном объеме скважины, например в объеме 22,4 м. Промывку обсадной колонны 1 производят закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м насосным агрегатом ЦА-320 в инструмент 6, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента 6 на устье скважины.
Использование устройства для компенсации реактивного момента 12 при работе ВЗД 8 в компоновке с колонной НКТ 9 позволяет значительно облегчить вес инструмента, снизить механические нагрузки на оборудование, компенсировать реактивный момент от работы ВЗД 7 и сократить продолжительность вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1.
Затем спускают гидромониторную насадку на колонне труб (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и по периметру полученного выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка 5 обсадной колонны 1 до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода.
Затем спускают колонну заливочных труб (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и изолируют скважину от забоя 13 (1150 м) (см. фиг.3) до верхнего интервала (1138 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1 закачкой изолирующего состава 14.
В качестве изолирующего состава 14 применяют микроцемент, например супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г. Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Микроцемент смешивают с пресной водой плотностью 1000 кг/м при массовом соотношении 2:3, соответственно. Использование микроцемента обеспечивает проникновение изолирующего состава в тонкие поры и трещины. Изолирующий состав обладает высокой подвижностью, а прочность отвердевшего состава выше прочности цементного камня, получаемого из обычного тампонажного цемента, используемого при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды. Расчетный объем изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия на основе геолого-технических характеристик скважины.
Предлагаемый способ позволяет снизить механические нагрузки на инструмент при удалении дефектного участка обсадной колонны, компенсировать реактивный момент, возникающий при работе ВЗД, а также сократить продолжительность работ по удалению дефектного участка обсадной колонны и снизить стоимость ремонта по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине.