Способ герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины (варианты)
METHOD FOR SEALING DEFECT IN WORKING COLUMN OF PRODUCTION WELL (OPTIONS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ремонту добывающей скважины при потере герметичности эксплуатационной колонны добывающей скважины, оснащенной штанговым глубинным насосом выше продуктивного пласта.
Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (RU №2116432, опубл. 27.07.1998), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.
Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны скважины (RU №2381347, опубл. 10.02.2010), включающий закачивание в интервал негерметичности тампонажного состава на основе синтетической смолы, при этом закачивание тампонажного состава производят через термоизолированные трубы, после чего спускают термоизолированные трубы ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, вымывают остатки тампонажного состава из эксплуатационной колонны и создают циркуляцию по межтрубному пространству и термоизолированным трубам разогретой технической воды с обеспечением подогрева последней на поверхности.
Недостатками способов являются:
- во-первых, закачка тампонажных смесей (состав на основе цемента и синтетической смолы) не обеспечивает достаточного восстановления герметичности эксплуатационной колонны, поэтому, при повышенной приемистости интервала нарушения эксплуатационной колонны скважины, успешность изоляционных работ не превышает 20%;
- во-вторых, высокие затраты на цемент, а также длительность реализации способа, связанная с приготовлением цементного раствора, его закачкой в скважину и продавкой в интервал негерметичности эксплуатационной колонны с последующим ожиданием затвердевания тампонажного раствора и смесей.
Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны (RU № 2509873, опубл. 20.03.2014), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбором проб производят анализ химического состава пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее производят посадку пакеров, затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от посадочного инструмента и сообщает внутренние пространства посадочного инструмента с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера, затем свабированием по посадочному инструменту снижают уровень жидкости в скважине над верхним пакером и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию и отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости, сопоставлением результатов анализов химического состава пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.
Недостатки способа:
- во-первых, низкая вероятность герметичной поочередной посадки пакеров за одну спуско-подъемную операцию (СПО), в связи с чем для достижения герметичной посадки пакеров необходимо проводить несколько СПО;
- во-вторых, невозможность эксплуатации скважины, т.е. невозможна добыча продукции из скважины сразу после герметизации эксплуатационной колонны, так как для этого необходимо спустить лифтовую колонну труб с насосом;
- в-третьих, сокращение межремонтного периода эксплуатации скважины, связанное с высокой вероятностью разгерметизации эксплуатационной колонны в процессе эксплуатации скважины, так как герметизацию обеспечивают два пакера. Кроме того, при разгерметизации пакера(ов) необходимо извлекать насосное оборудование;
- в-четвертых, затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны, связанные с шаблонированием эксплуатационной колонны и зачисткой в эксплуатационной колонне места посадки пакеров;
- в-пятых, длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с одновременной посадкой двух пакеров, поочередной проверкой их на герметичность, а также работами по определению герметичности нижнего пакера (отбор проб пластовой жидкости перед проведением герметизации эксплуатационной колонны и после нее и проведение анализа химического состава пластовой жидкости).
Известен способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU № 2670816, опубл. 25.10.2018), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента. На устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, после чего размещают пакер выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера закачкой в продуктивный пласт жидкости до его насыщения с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, колонну лифтовых труб с замковой опорой вставного штангового глубинного насоса - ШГН, причем лифтовую колонну труб спускают до глубины, не доходя 2 м до корпуса разъединительного устройства, сбрасывают шарик в колонну лифтовых труб и опрессовывают колонну лифтовых труб на 9,0 МПа, затем обратной промывкой подачей жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из колонны лифтовых труб, доспускают колонну лифтовых труб и производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства, с устья скважины спускают в лифтовую колонну труб плунжер ШГН на колонне штанг, производят посадку плунжера ШГН в замковой опоре и запускают ШГН в работу
Недостатки способа:
- во-первых, низкое качество герметизации, так как отсечение нарушения установкой пакера в эксплуатационной колонне имеет краткосрочный эффект и приводит к необходимости повторного ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины, так как непосредственно сам интервал негерметичности эксплуатационной колонны не заизолирован;
- во-вторых, низкая надежность герметизации нарушения в эксплуатационной колонне, связанная с невозможностью определить герметичность посадки пакера снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, так как при наличии нарушения в эксплуатационной колонне уровень жидкости в затрубном пространстве может подняться как через негерметичный пакер, так и через незагерметизированное нарушение эксплуатационной колонны. Кроме того, надежность реализации способа снижается из-за высокой вероятности отказа в работе разъединительного устройства при отстыковке посадочного инструмента от пакера;
- в-третьих, сложная технология ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины с применением пакера, связанная с проведением двух СПО с колоннами труб: посадочного инструмента и лифтовой колонны труб, обратной промывки, стыковки разъединительного устройства и т.д.;
- в-четвертых, низкая эффективность работы насоса в добывающей скважине с высоким газовым фактором после герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины, так как существует высокая вероятность срыва подачи насоса при последующей эксплуатации скважины из-за отсутствия клапана для стравливания свободного газа из затрубного пространства;
- в-пятых, высокая вероятность возникновения прихвата компоновки в скважине. Это обусловлено тем, что в составе компоновки на посадочном инструменте спускается заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон. В процессе шаблонирования и/или скребкования интервала посадки пакера в эксплуатационной колонне высока вероятность прихвата пакера в эксплуатационной колонне скважины и, как следствие, всей компоновки. В результате, в скважине создается аварийная ситуация, ликвидация которой кратно дороже ремонта самой эксплуатационной колонны скважины;
- в-шестых, невозможно выполнить геофизическое исследвание по межтрубному пространству в действующей скважине.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины, включающий выявление интервала нарушения эксплуатационной колонны, дренирование нарушения кислотой, тампонирование нарушения в эксплуатационной колонне, спуск в эксплуатационную колонну скважины колонны лифтовых труб с замковой опорой вставного штангового глубинного насоса - ШГН, оснащенной снизу вверх заглушкой, перфорированным патрубком и пакером, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала ее нарушения, спуск в лифтовую колонну труб плунжера ШГН на колонне штанг, посадку плунжера ШГН в замковой опоре и запуск ШГН в работу (патент RU № 2730158, опубл. 19.08.2020).
3
3
3
После выявления интервала нарушения определяют удельную приемистость нарушения эксплуатационной колонны, если удельная приемистость нарушения g < 0,5 м/(чМПа), то производят предварительное дренирование нарушения кислотой в объеме 1,5 м до достижения удельной приемистости g > 0,5 м/(чМПа), затем производят тампонирование нарушения в эксплуатационной колонне, после тампонирования определяют приток жидкости из нарушения снижением уровня в эксплуатационной колонне, если приток жидкости из нарушения эксплуатационной колонны отсутствует, то оснащают ее насосным оборудованием и запускают добывающую скважину в эксплуатацию, а если приток жидкости из нарушения эксплуатационной колонны составляет не более 10% от дебита и это позволяет рентабельно эксплуатировать добывающую скважину, то на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, пакер, колонна лифтовых труб с замковой опорой вставного ШГН, спускают компоновку в эксплуатационную колонну, производят посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже ее нарушения, но выше продуктивного пласта проверяют герметичность посадки пакера закачкой технологической жидкости по лифтовой колонне труб, не превышая допустимое давление на пласт, если пакер посажен герметично, то спускают вставной ШГН в колонну лифтовых труб и сажают его в замковую опору колонны лифтовых труб, после чего запускают вставной ШГН в работу, если пакер не герметичен, то производят перепосадку пакера с последующей проверкой его герметичности, если приток жидкости из нарушения эксплуатационной колонны составляет более 10% и превышает величину рентабельной эксплуатации добывающей скважины, то тампонирование повторяют до снижения притока жидкости из нарушения не более 10% и достижения рентабельной эксплуатации добывающей скважины.
Недостатки способа:
- во-первых, длительный процесс исследования по определению интервала нарушения и его исследования. Это обусловлено тем, что исследования проводятся в остановленной скважине после извлечения из добывающей скважины насосного оборудования, при этом сначала спускают пакер, определяют интервал нарушения, а затем с помощью расходомера определяют приемистость нарушения;
- во-вторых, низкая надежность герметизации нарушенияпри тампонировании нарушения, так как при дренировании интервала нарушения кислотой не учитывается качество цементного кольца за эксплуатационной колонной. Это приводит к ускорению коррозии эксплуатационной колонны добывающей скважины, особенно в добывающих скважинах с изношенными эксплуатационными колоннами со сроком службы 20-30 лет;
- в-третьих, низкая эффективность герметизации нарушения в добывающей скважине с высоким газовым фактором при использовании компоновки с пакером. Это обусловлено тем, что после герметизации нарушения в эксплуатационной колонны добывающей скважины с применением пакера существует высокая вероятность срыва подачи насоса при последующей эксплуатации скважины из-за отсутствия клапана для стравливания свободного газа из затрубного пространства;
- в-четвертых, низкая достоверность исследования нарушения с помощью портативного расходомера, что может привести к некачественной герметизации нарушенияэксплуатационной колонны добывающей скважины тампонированием. Так как согласно способа перед тампонированием определяют только удельную приемистость (поглощение) с помощью расходомера, но не определяют на приток из нарушения в скважину;
- в-пятых, сложный процесс реализации, связанный с применением нескольких видов исследований: опрессовка пакеком, определение удельной приемистости нарушения эксплуатационной колонны, определение притока жидкости из нарушения после тампонирования снижением уровня жидкости в скважине.
Техническими задачами изобретения являются сокращение продолжительности определения и исследования нарушения, повышение надежности герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины, повышение достоверности исследования нарушения как на поглощение нарушения, так и на приток из нарушения в скважину, а также упрощение процесса реализации способа.
Поставленные технические задачи решаются способом герметизации нарушенияэксплуатационной колонны добывающей скважины, включающим выявление интервала нарушения эксплуатационной колонны, проведение изояционных работ и запуск в работу.
По первому варианту новым является то, что интервал нарушения эксплуатационной колонны определяют в действующей добывающей скважине, оснащенной штанговым глубинным насосом, по межтрубному пространству под уровнем жидкости в скважине, одновременно определяют значение притока или поглощения жидкости в интервале нарушения скважины и притока жидкости в скважину из продуктивного пласта, если соотношение притока или поглощения жидкости в интервале нарушения к притоку жидкости из пласта составляет менее 0,1, то на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, колонна труб в составе которой снизу-вверх размещают замковую опору, клапан для стравливания газа, пакер, затем спускают собранную компоновку в эксплуатационную колонну скважины, производят посадку пакера ниже нарушения, но выше продуктивного пласта, проверяют герметичность посадки пакера закачкой технологической жидкости по колонне труб при открытой затрубной задвижке, не превышая допустимое давление на пласт, затем спускают в колонну труб вставной штанговый насос и сажают его в замковую опору колонны труб, после чего запускают привод колонны штанг вставного штангового глубинного насоса в работу.
2
3
3
2
По второму варианту новым является то, что определяют интервал нарушения эксплуатационной колонны в действующей добывающей скважине, оснащенной штанговым глубинным насосом, по межтрубному пространству под уровнем жидкости в скважине, одновременно определяют значение притока или поглощения жидкости в интервале нарушения скважины и притока жидкости из продуктивного пласта, если соотношение притока или поглощения жидкости в интервале нарушения к притоку жидкости из пласта составляет 0,1 и более, то извлекают из скважины эксплуатационное оборудование и выполняют акустическую цементометрию в интервале на 10 м выше и ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины, определяют качество цементного кольца за эксплуатационной колонной добывающей скважины, при наличии сплошного цементного кольца за эксплуатационной колонной добывающей скважины в интервале нарушения и при проницаемости пород в интервале нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины до 1,5 мкм спускают на эксплуатационной колонне глухой пакер ниже нарушения, установливают пакер, выполняют дренирование нарушения кислотой в объеме 2,0 м, спускают разбуриваемый пакер на колонне технологических труб, производят его посадку выше нарушения, далее производят тампонирование нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины циклической закачкой чередующихся порций низкомодульного жидкого стекла и цементного раствора с увеличением объемов закачки в каждом цикле каждого компонента на 0,3 м, после тампонирования в скважину спускают эксплуатационное оборудование и запускают добывающую скважину в эксплуатацию, а при отсутствии или частичном наличии цементного кольца за эксплуатационной колонной добывающей скважины или при проницаемости пород в интервале нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины от 1,5 мкм и более дренирование нарушения перед тампонированием не выполняют.
На фиг. 1-7 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа.
Способ реализуется следующим образом.
В действующей добывающей скважине 1 (фиг. 1), в которую спущено эксплуатационное оборудование 2 (штанговый глубинный насос вставной или не вставной конструкции) по межтрубному пространству выполняют геофизическое исследование с помощью термодебитомера 3 марки СТД-4, спущенного в скважину 1 ниже продуктивного пласта 4, например в интервале на кабеле геофизического подъемника, например, марки ПКС 5, выпускаемый НПО «Геомаш» ( Р.Ф., Тюменская область, г. Тюмень).
Малогабаритный скважинный термокондуктивный дебитомер марки СТД-4 предназначен для исследования действующих добывающих скважин, оснащенных штанговым глубинным насосом и позволяет выявлять нарушение в эксплуатационной колонне скважины под уровнем жидкости в скважине, а также величину (значение) притока или поглощения жидкости в интервале нарушения 5 в действующей добывающей скважине 1.
По результатам геофизических исследований в зависимости от соотношения притока жидкости в скважину в интервале нарушения (или поглощения жидкости из скважины в нарушение) к притоку жидкости из продуктивного пласта в скважину возможны два варианта ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины.
По первому варианту.
3
3
Продуктивный пласт 4 расположен в интервале 1715-1718 м добывающей скважины 1. Геофизическое исследование проводят в процессе подъема скважинного термодебитомера от подошвы пласта 4 до верхнего уровня жидкости длиной L в скважине 1. В результате геофизического исследования, выполненного с помощью термодебитомера 3, получают дебитограмму (см. фиг. 2). По дебитограмме выявляют интервал нарушения 5, например в интервале 995 м (определяют по изменению кривой притока из скважины 1), при этом напротив подошвы продуктивного пласта 4, например в интервале 1718 м притока жидкости из пласта 4 в скважину 1 равен 10 м/сут, а в интервале нарушения 995 м суммарный приток жидкости из пласта 4 и нарушения 5 в скважину равен 10,7 м/сут. Таким образом приток только из нарушения 5 в скважину 1 составляет:
3
3
3
10,7 м/сут - 10,0 м/сут = 0,7 м/сут.
Далее определяют соотношение объема притока (поглощения) жидкости из нарушения 5 в скважину 1 к притоку жидкости из пласта 4 в скважину 1
3
3
0,7 м/сут / 10 м/сут = 0,07.
Так как соотношение притока жидкости из нарушения 5 в скважину 1 к притоку жидкости из продуктивного пласта 4 в скважину 1 составляет 0,07, что менее 0,1, то ремонт эксплуатационной колонны добывающей скважины 1 выполняют следующим образом.
Из добывающей скважины извлекают эксплуатационное оборудование 2. На устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка 6 (фиг. 3, 4), перфорированный патрубок 7 (фиг. 3, 4), колонна труб 8 в составе которой снизу - вверх размещена замковая опора 9, клапан для стравливания газа 10, пакер 11.
Спускают компоновку в эксплуатационную колонну добывающей скважины 1, производят посадку пакера 11 ниже нарушения 5 (фиг. 3, 4), но выше пласта 4 (фиг. 3, 4).
В качестве пакера 11 для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм применяют, например, пакер марки ПРО-ЯМО2-142, а в качестве клапана для стравливания газа 10 применяют клапан перепускной газовый марки КПГ, выпускаемые НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).
3
Проверяют герметичность посадки пакера 11 закачкой технологической жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/ м с помощью насосного агрегата (на фиг. 1-7 не показано) по колонне труб 8 (см. фиг. 3) при открытой устьевой затрубной задвижке (на фиг. 1-7 не показано) добывающей скважины, не превышая допустимое давление на пласт 4, например 9,0 МПа.
Закачку технологической жидкости производят, например в течение 30 минут. Если в течение 30 минут появление технологической жидкости через устьевую затрубную задвижку не наблюдается, то пакер 11 в добывающей скважине 1 посажен герметично.
Затем (см. фиг. 4) спускают в колонну труб 8 вставной штанговый насос 12 на колонне штанг 13 и сажают его в замковую опору 9 колонны труб 8 и запускают привод (на фиг. 1-7 не показано) колонны штанг 13 вставного штангового насоса 12 в работу.
В процессе работы штангового глубинного насоса 12 (см. фиг. 4) полностью исключается вероятность срыва подачи насоса 12 при эксплуатации скважины благодаря установке в составе колонны труб 8 клапана для стравливания свободного газа 10, который перепускает газ из затрубного пространства скважины 1 (см. фиг. 4) в колонну труб 8 выше насоса 12. Необходимо заметить, что в прототипе этого клапана нет, поэтому герметизация скважины по способу, указанному в прототипе, не будет являться эффективной с точки зрения последующей эксплуатации скважины, так как постоянно из-за скопления свободного газа в затрубном пространстве скважины ниже пакера будет происходить срыв подачи насоса, а, следовательно, это приводит к снижению дебита после такой герметизации скважины.
По второму варианту.
3
3
Продуктивный пласт 4 расположен в интервале 1803-1808 м добывающей скважины 1. Геофизическое исследование проводят в процессе подъема скважинного термодебитомера от подошвы пласта 4 (см. фиг. 1) до верхнего уровня жидкости длиной L в скважине 1. В результате геофизического исследования, выполненного с помощью термодебитомера 3, получают дебитограмму (см. фиг. 5). По дебитограмме выявляют интервал нарушения 5, например в интервале 1125 м (определяют по изменению кривой притока из скважины 1), при этом напротив подошвы продуктивного пласта 4, т.е. в интервале 1808 м приток жидкости из пласта 4 в скважину 1 равен 13,8 м/сут, а в интервале нарушения 1125 м суммарный приток жидкости из пласта 4 и нарушения 5 в скважину равен 10,2 м/сут.
При исследовании термодебитомером (см. фиг. 2 и 5) определяют абсолютный показатель значения:
знак минус - если нарушение 5 поглощает из скважины 1 жидкость
знак плюс - если нарушение отдает (приток) в скважину 1.
Таким образом поглощение жидкости в нарушение 5 в скважине 1 составляет:
3
3
3
10,2 м/сут. - 13,8 м/сут. = -3 ,6 м/сут.
Знак минус означает, что нарушение 5 поглощает жидкость из скважины.
Далее определяют соотношение объема притока (поглощения) жидкости из нарушения 5 в скважину 1 к притоку жидкости из пласта 4 в скважину 1 принимают абсолютное значение (без знака минус):
3
3
3,6 м/сут / 13,8 м/сут = 0,26.
Так как соотношение притока жидкости из нарушения 5 в скважину 1 к притоку жидкости из пласта 4 в скважину 1 составляет 0,26, что более 0,1, то ремонт эксплуатационной колонны добывающей скважины 1 производят тампонированием нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины 1.
Для этого из добывающей скважины извлекают эксплуатационное оборудование 2.
2
2
Выполняют (см. фиг. 6) акустическую цементометрию (АКЦ) на 10 м выше и ниже нарушения 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1 с целью определения качества цементного кольца 14 (см. фиг. 6) за эксплуатационной колонной добывающей скважины 1, при этом проницаемость пород в интервале нарушения 5 (в интервале 1125 м) эксплуатационной колонны добывающей скважины должна быть до 1,5 мкм. Например, проницаемость пород в интервале нарушения 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1 составляет 0,1 мкм. Значение проницаемости определяют из строения пород геологического разреза скважины, указанного в паспорте скважины 1.
АКЦ является одним из видов геофизического исследования скважин и определяет наличие цемента и характер его сцепления с колонной и породой. Акустическая цементометрия производиться при помощи аппаратуры АКЦ-М. Аппаратура акустического контроля качества цементирования АКЦ-М предназначена для контроля качества цементирования обсаженных скважин.
2
Если по результатам АКЦ (см. фиг. 6) выявлено наличие сплошного цементного кольца 14 как показано на фиг. 6 за эксплуатационной колонной добывающей скважины 1 в интервале нарушения 5 (см. фиг. 6), при этом как указано выше проницаемость пород в интервале нарушения 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1 составляет 0,1 мкм, то в эксплуатационную колонну добывающей скважины 1 на технологической колонне труб (на фиг. 1-7 не показано) спускают глухой пакер 15 (фиг. 6) ниже нарушения 5 (1125 м), но выше продуктивного пласта 4 (фиг. 6), например, на 10 м ниже, т.е. в интервале 1135 м, устанавливают и оставляют его в эксплуатационной колонне 1.
В качестве глухого пакера 15 применяют, например, извлекаемую пакер пробку марки ИПП-168, разработанную институтом «ТатНИПИнефть», Республика Татарстан, г. Бугульма.
При реализации способа используют подъемный агрегат для бурения и ремонта скважин, например, марки УПА 60 производства ООО «КЗНПО» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Кумертау), имеющий допускаемую нагрузку на крюке без установки оттяжек на грунт - 60 т.
3
Выполняют дренирование закачкой по колонне технологических труб (на фиг. 1-7 не показано) кислоты в объеме 2,0 м через нарушение 5 (см. фиг. 6). В качестве колонны технологических труб используют, например, колонну насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80. Оставляют скважину на технологическую выдержку для ожидания реакции кислоты с породами за нарушением 5 ( см. фиг. 6), например в течение 12 часов и последующим свабированием продуктов реакции кислоты с породами нарушения 5 по технологической колонне труб ( на фиг. 1-7 не показано).
В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную 22-25%-ную, марки В по ТУ 2458-526-05763441-2010.
Дренирование позволяет повысить последующее качество тампонирования нарушения 5, так как кислота, применяемая при дренировании, очищает и расширяет пространство 16 (фиг. 6) скважины 1 за нарушением 5. Из-за этого увеличивается удельная приемистость нарушения 5, поэтому тампонирование происходит при более низких давлениях продавки тампонажного материала, что позволяет более качественно загерметизировать пространство 16 за нарушением 5 тампонирующим материалом и в полном объеме.
2
2
Если по результатам АКЦ выявлено отсутствие или частичное цементное кольцо за эксплуатационной колонной добывающей скважины или проницаемость пород в интервале нарушения 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1 от 1,5 мкм и более, например 3 мкм, то перед тампонированием дренирование нарушения 5 не выполняют.
При отсутствии или частичном цементном кольце за эксплуатационной колонной добывающей скважины 1 агрессивные свойства кислоты негативно влияют в виде ускорения коррозии на оголенные участки эксплуатационной колонны добывающей скважины 1, а при высокой проницаемости пород за нарушением 5 дренирование кислотой окажет отрицательное влияние, увеличивая объем пространства 16, что приводит к еще большему поглощению тампонируемого материала, а не к герметизации нарушения 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1.
Далее выполняют тампонирование (см. фиг. 6) нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины 1. В интервал нарушения 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1 спускают колонну технологических труб 17, например, колонну насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 с разбуриваемым пакером 18. Производят посадку разбуриваемого пакера 18 выше нарушения 5 в очищенном скребком интервале эксплуатационной колонны добывающей скважины 1 выше нарушения 5, например в интервале 1120 м. В качестве разбуриваемого пакера 18 применяют, например, разбуриваемый пакер марки ПР-168, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер», Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.
3
Затем производят тампонирование нарушения 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1, чередующейся циклической закачкой и продавкой равными порциями тампонирующих компонентов: низкомодульного жидкого стекла (НМЖС) и цементного раствора, с увеличением объема закачки и продавки с каждым циклом каждого компонента на 0,3 м, а объем первой порции должен быть не более 20 % от общего объема закачки.
3
НМЖС применяют по ГОСТ 13078-81. Стекло натриевое жидкое. Технические условия (с Изменениями N 1, 2). Например, применяют НМЖС с силикатным модулем 4,1 и плотностью 1320 кг/м.
3
Для приготовления цементного раствора плотностью 1850 м/кг применяют цемент марки (ПЦТ-I-G-CC-1) портландцемент тампонажный, бездобавочный типа I-G высокой сульфатостойкости по ГОСТ 1581-96.
3
По колонне технологических труб 17 закачивают и продавливают в нарушение 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1 тампонирующие компоненты (в зависимости от объема тампонирующего состава). Например, общий объем тампонирующих компонентов, подлежащего закачке и продавке в нарушение 5 эксплуатационной колонны 1 составляет 13,2 м.
Производят закачку и продавку в пространство 16 за нарушением 5 тампонирующих компонентов в четыре цикла следующим образом.
3
3
Первый цикл: 1,2 м НМЖС и 1,2 м цементного раствора.
3
3
Второй цикл: 1,5 м НМЖС и 1,5 м цементного раствора.
3
3
Третий цикл: 1,8 м НМЖС и 1,8 м цементного раствора .
3
3
Четвертый цикл: 2,1 м НМЖС и 2,1 м цементного раствора .
3
Далее продавливают закачкой технологической жидкости по колонне технологических труб 17, например, сточной водой плотностью 1150 м/кг остатки находящихся в технологической колонне труб 17 тампонирующих компонентов в нарушение 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1.
3
Чередующаяся циклическая закачка тампонирующих компонентов с увеличением объема закачки и продавки с каждым циклом каждого компонента на 0,3 м позволяет повысить качество герметизации нарушения 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1. Это объясняется тем, что сначала НМЖС закачивается и продавливается в нарушение 5, так как НМЖС легко фильтруется в отличие от цементного раствора и обладает хорошей адгезией с породой коллектора при любой ее проницаемости. Последующая закачка цементного раствора предотвращает чрезмерную усадку (уменьшение в объеме) тампонажного камня при схватывании раствора, т.е. позволяет более полно заполнить пространство нарушения 5 тампонажным материалом. А последняя порция закачиваемого цементного раствора обеспечивает схватывание, которое происходит непосредственно в нарушении 5. Это позволяет создать экран, герметизирующий переток воды из породы коллектора через нарушение 5 в добывающую скважину 1.
Чередующаяся закачка позволяет более плотно (пачками) заизолировать нарушение 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1, а увеличение объема закачки с каждым циклом тампонирующих компонентов позволяет равномерно распределить тампонирующий состав по объему внутри нарушения 5 эксплуатационной колонны добывающей скважины 1.
После окончания тампонирования нарушения эксплуатационной колонны извлекают из эксплуатационной колонны 1 колонну технологических труб 17. Оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонирующих компонентов, например на 24 часа, после чего фрезеровкой удаляют разбуриваемый пакер 18.
Далее спускают в эксплуатационную колонну добывающей скважины 1 технологическую колонну труб (на фиг. 1-7 не показано), заполняют эксплуатационную колонну добывающей скважины 1 от интервала посадки глухого пакера 15 (см. фиг. 6) до устья. Герметизируют устье добывающей скважины, монтируют нагнетательную линию насосного агрегата и опрессовывают эксплуатационную колонну добывающей скважины 1 на допустимое давление на эксплуатационную колонну добывающей скважины 1, например на 9,0 МПа.
После чего демонтируют нагнетательную линию насосного агрегата, извлекают из эксплуатационной колонны добывающей скважины технологическую колонну труб.
Если по результату опрессовки эксплуатационная колонна не герметична, то производят повторное тампонирование как описано выше.
Если по результату опрессовки эксплуатационная колонна герметична, то с помощью ловильного инструмента (на фиг. 1-7 не показано) извлекают глухой пакер 15 (см. фиг. 6) из эксплуатационной колонны добывающей скважины 1.
Далее (см. фиг. 7) в эксплуатационную колонну добывающей скважины спускают эксплуатационное оборудование, т.е. колонну труб 19 с насосом 20 любой известной конструкции, например погружной электроцентробежный насос или ШГН, при этом для исключения срыва подачи выше насоса 20 устанавливают клапан для стравливания газа из затрубного пространства см. фиг. 3 поз. 10 и запускают добывающую скважину в эксплуатацию.
Сокращается процесс реализации способа по определению интервала нарушения и его исследованию, так как исследования проводятся в действующей добывающей скважине, в которую спущено эксплуатационное оборудование ( штанговый глубинный насос вставной или не вставной конструкции) по межтрубному пространству.
Повышается надежность герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины при тампонировании нарушения, так как при дренировании интервала нарушения кислотой учитывается качество цементного кольца, а также применяется чередующееся тампонирование двух материалов НЖМС и цементного раствора. Это исключает процесс ускорения коррозии эксплуатационной колонны добывающей скважины, особенно в добывающих скважинах с изношенными эксплуатационными колоннами со сроком службы 20-30 лет.
Повышается эффективность герметизации нарушения в добывающей скважине с высоким газовым фактором при использовании компоновки с пакером, при этом полностью исключается вероятность срыва подачи насоса при последующей эксплуатации скважины благодаря установке в составе колонны труб клапана для стравливания свободного газа из затрубного пространства.
Повышается достоверность исследования нарушения с помощью термодебитомера, который определяет нарушение как на поглощение, так и на приток, а это повышает качество ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины за счет выбора оптимальной технологии ремонта.
Упрощается процесс реализации способа, так как проводится всего два вида исследований: термодебитометрия и акустическая цементометрия.
Способ герметизации нарушенияэксплуатационной колонны добывающей скважины позволяет:
- сократить процесс реализации способа;
- повысить надежность герметизации нарушенияэксплуатационной колонны добывающей скважины;
- повысть эффективность герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины, так как исключается вероятность срыва подачи насоса при последующей эксплуатации скважины;
- повысить достоверность исследования нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины;
- упростить процесс реализации способа;
- расширить технологические возможности способа.