Литературный обзор. 
Ремонт нефтяной скважины

Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из нижеили вышезалегающих пластов (нижние, верхние и подошвенные воды).

Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:

• -расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта;
• -приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;
• -планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;
• -направление движения воды (сверху, снизу).

При изоляции верхних вод для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонн следует перекрыть песчаной пробкой, а неперекрытым оставить не более 1 м интервала перфорации. Если расстояние между интервалом перфорации и забоем скважины более 20 м, целесообразна установка цементного моста.

При использовании для РИР водоцементных растворов обязательна их обработка понизителями водоотдачи.

Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), приемистость скважины составляет 0,6 м³/(ч МПа) и менее, следует вводить тампонажную смесь в каналы перетока через специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные против плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами или в кровле водоносного пласта.

Для восстановления герметичности эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий может быть установлен металлический пластырь. Однако его применение ограничивается величиной депрессии в скважине в процессе эксплуатации (не более 8,0 Мпа).

При применении гелеобразующих полимерных тампонажных материалов (ПТМ) в качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого за колонну, использовать цементный раствор.

При использовании отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан (или осуществить засыпку глиной) толщиной 1 м для предупреждения фильтрации ПТМ в продуктивный коллектор. Кроме этого, может быть применен пакер ПРС.

Запрещается применение фильтрующихся ПТМ при лучших коллекторских свойствах нефтяного пласта по сравнению с водоносным пластом (коэффициент гидропроводности в 1,5 раза выше водонасыщенного пласта) и более низких значениях величины пластового давления.

Выбор тампонажных материалов и технологических схем при изоляции заколонных водопритоков из неперфорированных пластов или неперфорированной части продуктивных пластов (нижние, верхние и подошвенные воды) производится по таблице 8.

Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала по таблице 8. Исходные данные: скважина обводнена в результате заколонных перетоков из вышележащего пласта, расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта 3 м; приемистость скважины при нагнетании воды в зону перетоков 6 м³/(ч МПа); планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР 4 МПа. Данным условиям соответствует вариант 4. В скважине с указанными условиями необходимо частичное перекрытие интервала перфорации песчаной пробкой или цементным мостом, с оставлением 1 м перфорационных отверстий неперекрытыми (может быть применен также метод тампонирования через весь интервал перфорационных отверстий), тампонирование под давлением производится с оставлением тампонажного моста, в качестве тампонажных составов использовать гелеобразующие составы с последующим докреплением тампонажным портландцементом (возможны разные рецептуры). Могут также быть использованы составы: АКОР-2; «Ремонт-1»; составы на основе ТС-10 (ТСД-9); ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ.

Приток подошвенной воды в монолитных пластах может быть обусловлен как наличием заколонной циркуляции в скважине ниже интервала перфорации, так и образованием конуса обводнения. Последнее с наибольшей вероятностью отмечается в скважинах с пластами, в которых геофизическими исследованиями не выделяются глинистые перемычки толщиной свыше 0,5 м и интервал перфорации удален от водонефтяного контакта менее чем на 4 — 5 м. В этом случае изоляция заколонной циркуляции с водонасыщенной частью пласта не может существенно изменить динамику обводнения скважин, так как необходимо изменить характер движения воды в призабойной зоне пласта. С этой целью рекомендуется создание «блокад — экранов» в призабойной зоне радиусом до 5 — 10 м путем закачки легкофильтрующихся составов с последующим их докреплением (при необходимости) цементным раствором. В силу гидродинамических особенностей фильтрации воды и нефти проведение таких обработок наиболее эффективно при нефтенасыщенной толщине пласта свыше 3 — 4 м. Выбор технологических схем…

2.2. Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докреплением цементным раствором, оставлением моста и последующим его разбуриванием (без изменения интервала перфорации).

2.3. Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докреплением цементным раствором, оставлением моста и сокращением (изменением) интервала перфорации.

• 3.Тампонажные материалы
• 3.1. Тампонажные составы на минеральной основе, обработан-

ные понизителями водоотдачи, в т. ч. органоаэросилами.

(см. табл. П. 2.1; П. 6.3).

3.2. Гелеобразующие составы (см. табл. П. 3.1).

3.3. Нефтесернокислотные смеси.

3.4. Разбавленные растворы полимеров (гипана, ПАА).

3.5. Растворы силиката натрия или гипана с силикатом натрия.

Практика выбора и применения технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах

Решение проблемы разработки основ методологии и, в частности, технологий ограничения водогазопритоков предполагает наличие дифференцированной информации о водогазопритоках в нефтяные скважины с учетом строения залежи по высоте и знания динамики состояния около скважинных изменений при прорыве подошвенных или краевых вод по конусу газа из газовой шапки и др. Динамический характер околоскважинных изменений природных физических свойств пласта и насыщающих его флюидов и влияния на эти изменения большого числа как геологических, так и технологических факторов предопределяет необходимость разработки синэргетического подхода к проблеме, заключающегося в выявлении общих закономерностей процессов самоорганизации в открытых системах, приводящих иногда к возникновению в них новых структур, если первые находились в существенно неравновесных условиях (Н.Н. Михайлов, 1994).

Научной основой использования различных видов информации для обоснования технологий ограничения водогазопритоков и увеличения притоков нефти может служить информационно-технологическая геодинамика прискважинной и удаленной зон пласта как самостоятельное синэргетическое направление нефтепромысловой науки, изучающей технологические процессы самоорганизации и изменения физических и гидродинамических свойств пласта с технологическими характеристиками флюидоизвлечения.

Разработка этого направления — очень сложная, комплексная задача. Для ее решения необходимо получение и наличие дополнительной информации о процессах и явлениях, происходящих в прискважинной и удаленной зонах пласта, выявление причин и механизмов, влияющих на продуктивность скважин по нефти и конечную нефтеотдачу. Для этого необходимо, в частности, дальнейшее развитие технологий ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины вести в комплексе с другими исследованиями.

Эффективность технологий ограничения водогазопритоков и повышение продуктивности скважин по нефти определяются тем, насколько выбранный механизм их реализации соответствует механизмупорождения водогазопроявлений. Выполненные исследования проводились с использованием крупномасштабных моделей, принятых при разведке и проектировании разработки месторождений, а при экспериментальных исследованиях соблюдались приближенные критерии динамического подобия в условиях, адекватных пластовым.

В зависимости от характера водогазопроявлений авторами работы разработаны геологопромысловые и технологические мероприятия по ограничению водогазопритоков в нефтяные скважины различными водогазоизолирующими композициями в конкретных геолого-технических условиях.

Проведение РИР при закачке тампонирующего состава в колонну, опорожненную до нижней границы негерметичности

Рис. 5.

В этом случае открывают выкид из трубного пространства. Закачивая газообразный агент, вытесняют жидкость из затрубного пространства через НКТ и опорожняют обсадную колонну до глубины спуска труб (рис. 5, а, б). Скважина разряжается. Через 2 ч. проверяют наличие притока жидкости в колонну. Поступление жидкости из НКТ при закачке газообразного агента в затрубное пространство укажет на наличие притока из заколонного пространства в колонну. При отсутствии притока производят подъем части НКТ, нижний конец которых устанавливают на расстоянии от 100 до 200 м над верхней границей интервала негерметичности, т. е. на расстоянии l + (100 + 200) м над уровнем жидкости в скважине (рис. 5, в). Готовят раствор полимерный смолы. Отбирают пробы смолы для корректировки времени ОЗЦ и закачивают через НКТ раствор в скважину (рис. 5, г). С интервалом от 2 до 3 мин. закачивают через НКТ буровой раствор и заполняют колонну, после чего перекрывают выкид из затрубного пространства (рис. 5, д). Для нагнетания смеси в каналы негерметичности в обсадной колонне создают избыточное давление в пределах допускаемого при опрессовке. Периодическим подкачиванием добиваются его стабилизации.

На период твердения состава (ОЗЦ) скважину оставляют под давлением не менее р_з. После ОЗЦ плавным допуском НКТ уточняется верхняя граница тампонажного моста.

Для разбуривания моста используют трехшарошечное долото. Бурение производят «с навеса».

Проведение РИР при закачке тампонирующего состава в колонну, заполненную буровым раствором

Рис. 6.

Данная схема применяется в случае притока жидкости после снижения уровня в колонне. После установки НКТ скважину промывают до выравнивания плотностей жидкости внутри НКТ и затрубном пространстве. На это укажет отсутствие перелива при открытых трубном и затрубном пространствах. При использовании гелеобразующих составов целесообразно применять схему обвязки в соответствии с рис. 6. Через НКТ закачивают тампонирующую смесь и продавливают до равновесия столбов жидкости в трубах в кольцевом пространстве. Для нагнетания смеси в каналы негерметичности в колонне создается избыточное давление в пределах регламентированного. Периодическим подкачиванием добиваются его стабилизации. Скважину оставляют на ОЗЦ под давлением на 24 ч.

После ОЗЦ оставшийся в затрубном пространстве тампонирующий состав, превратившийся в гель, вымывают из скважины. При использовании отверждающихся тампонирующих составов нижний конец НКТ приподнимают над уровнем тампонирующей смеси на расстояние от 30 до 50 м. При обратной промывке производят контрольный вымыв для проверки отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ.

Проведение РИР при неустановленном интервале негерметичности колонны

Если в скважине не наблюдалось межколонных проявлений, а негерметичность выявлена при опрессовке колонны жидкостью, то нижний конец НКТ следует расположить на 5 — 10 м выше искусственного забоя или цементного моста, установленного над интервалом перфорации. В качестве тампонажного материала используются гелеобразующие составы. Вязкость состава по ПВ-5 должна быть в пределах от 150 до 200 с. Обвязку выполняют в соответствии с рис. 6.

Приготавливают тампонирующий состав, который затем перекачивают в одну из половин мерника ЦА. Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство с подачей 3 — 5 л/с при открытом трубном, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НКТ частичным перекрытием крана, устанавливают давление в обсадной колонне при циркуляции жидкости, не превышающее величины, регламентированной при опрессовке скважины. Не прекращая закачки, переключают краны на подачу тампонирующего состава в скважину. Состав прокачивают по затрубному пространству, не допуская превышения давления в колонне над допускаемым при опрессовке.

По мере перехода состава из затрубного пространства в трубы постепенно открывают кран на выкиде из НКТ; снижают давление прокачки и вымывают излишки состава на поверхность. Скважину оставляют на ОЗЦ.

Если при эксплуатации в скважине наблюдались межколонные проявления, то после отключения интервала перфорации нижний конец НКТ устанавливают на глубине L.

Рецептуру отверждающегося тампонирующего состава подбирают по температуре в скважине на глубине L. При использовании отверждающихся составов порядок работ аналогичен последовательности работ с применением гелеобразующих составов. После прокачки состава по затрубному пространству и вымыва излишка его на поверхность НКТ поднимают из скважины. В фонтанных скважинах допускается повторная герметизация резьбовых соединений колонн гелеобразующим составом без отключения перфорированной зоны. До наступления срока планово-предупредительного ремонта внутрискважинного оборудования работы допускаются без подъема НКТ.