ТАМПОНИРОВАНИЕ ДЕФЕКТОВ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Длительная и эффективная эксплуатация месторождений нефти и газа, основывается на множестве различных технических и технологических факторов, которые формируют единую систему. Одним из ключевых элементов данной системы является скважина, целостность и надежность конструкции которой обеспечивает работу различного насосного оборудования, выполнение мероприятий, направленных на интенсификацию процесса добычи, различных геолого-технических мероприятий и т.д.

Однако в процессе эксплуатации на конструкцию скважины оказываются различные нагрузки, способные нарушить её целостность и даже привести к разрушению её крепи. Некоторые из них учитываются на этапе проектирования.

Наиболее потенциально опасным для крепи скважины являются нагрузки учет которых весьма сложен, в силу вероятностной составляющей, либо не выполняется совсем. Прежде всего, к таким следует отнести: нагрузки возникающие при углублении скважины; при проверке герметичности обсадной колонны; при вторичном вскрытии продуктивного пласта; при интенсификации притока (гидроразрыв пласта, соляно-кислотные обработки, и т.д.); при углублении скважины роторным способом, и т.д.

В результате под воздействием данных нагрузок происходят разрушения в структуре металла обсадных труб и цементного камня. Это может привести к возможность возникновения такого негативного явления, как межпластовые и межколонные перетоки.

Негативная составляющая данного явления, связано с тем, что в результате этого, в продукции добывающей скважины вместе с нефтью будет фиксироваться определённое количество воды, генетически не связанной с продуктивным пластов. А если данный процесс приобретёт масштабное развитие, то возможно и преждевременное обводненение скважины, что предполагает необходимость выполнения ремонтно-изоляционных мероприятий на скважине, не гарантирующих полное восстановление её изначальной конструкции. Для газовых скважин, поступление пластовых вод в призабойную зону, может привести к такому явлению как «самозадавливание» скважины – когда накопленная вода в насосно-компрессорных трубах формирует пробку, не продавливаемую для потока газа.

Поскольку обсадная колонна является своеобразным силовым каркасом для крепления и удержания цеметного камня, негерметичность колонны труб и их соединений представляет большую потенциальную опасностью. При этом, сложность работ по восстановлению герметичности разная. Так устранение одних нарушений (щели, трещины, прострелы, негерметичные резьбы, локальная коррозия) выполняется относительно быстро и не требуют специфических мероприятий. Другие (замена части колонны, спуска новой колонны меньшего диаметра, разбуривания другого ствола, ликвидации скважины как следствие смятия или слома колонны, ее обрыва с потерей ствола, интенсивной коррозии большой протяженности) являются сложными восстановительными работами.

Наиболее распространенным методом восстановления герметичности обсадных колонн являются различные варианты тампонирования. Метод применяется, когда нет возможности замены дефектного участка обсадной колонны или перекрытия его обсадными трубами меньшего диаметра. При наличии нескольких дефектов колонны производят последовательное тампонирование каждого нарушения сверху вниз с последующей поинтервальной опрессовкой интервалов ремонтного тампонирования обсадной колонны. Устранение нарушения в обсадной колонне может производиться тампонированием под давлением [1]. При этом могут использоваться технологии, позволяющие отсекать место расположения дефекта пакерами и закачивать цементный раствор или другой изолирующий состав в межпакерное пространство.

Для восстановления герметичности резьбовых соединений эксплуатационной колонны широкое распространение получило так называемое «скользящее тампонирование». Суть этого способа в следующем: скважина глушится, производится отключение интервала фильтра для защиты пласта от повышенного давления и загрязнения компонентами изолирующего состава известными способами (установка пакера, цементного моста или созданием песчаной или глинистой пробки), затем в затрубное пространство закачивают расчетный объём изолирующего состава, следом закачивают продавочную жидкость (жидкость глушения). Далее последовательно перемещают столб изолирующего состава по затрубному пространству с периодическими остановками и повышением давления. Метод основан на способности растворов высокомолекулярных соединений под действием создаваемого перепада давления проникать в зазоры резьбовых соединений и создавать защитную плёнку, перекрывающую каналы негерметичности. Таким образом, производится обработка всей колонны, после чего остатки состава вымываются, открывается интервал фильтра, скважина осваивается. Иногда работы производятся без отключения продуктивного пласта с установкой башмака НКТ на безопасном расстоянии от фильтровой зоны.

Способ обладает целым рядом важных преимуществ: простота, отсутствие необходимости проведения работ по установлению места негерметичности, возможность относительно быстро провести обработку всей колонны, малые затраты времени и в связи с этим - низкая стоимость, не требуется использования специального оборудования. Однако данная технология не лишена существенных недостатков, которыми обусловлена невысокая эффективность работ. В первую очередь это возможность вытеснения изолирующего состава из резьбы проталкивающей «тампон» продавочной жидкостью. Кроме того, при движении даже с использованием буферных жидкостей, происходит частичное смешивание состава с потерей изолирующих свойств. Размеры зоны смешения и объем состава с зосудшенными свойствами зависят от многих факторов, при попадании в резьбу такой состав, как правило, уже не обеспечивает качественной изоляции. Дальнейшим совершенствованием метода стала технология проведения работ с использованием «скользящего тампона» на действующей газовой скважине без её глушения (экспресс-метод). Закачка вязкоупругого состава производится насосным агрегатом, подсоединенным к затрубному пространству. После закачки расчетного объема задвижка на затрубье закрывается. Столб из вязкоупругого состава движется по затрубному пространству вниз под действием собственного веса. После выдержки времени, необходимого для погружения состава на заданную глубину, производится стравливание газа из затрубного пространства до появления компонентов состава на устье. Затем задвижка снова закрывается и процесс повторяется 3 раза, после чего производится продувка затрубного пространства для удаления остатков состава. Для создания перепада давления перед проведением работ газ стравливается из межколонного пространства и до окончания работ вентиль на межколонном пространстве остаётся открытым [2,3]. Проникновение состава в негерметичные резьбовые соединения происходит под действием давления газа в скважине, превышающего давление в межколонном пространстве. В качестве герметизирующих смесей применяются самые различные композиции.

Хотя способ тампонирования под давлением является самым распространенным, он характеризуется непродолжительным сроком действия и низким (не более 60 %) коэффициентом успешности [4].

Список литературы:

1. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы.- Уфа: РИЦ АПК «Башнефть 2000».- 424 с.
2. Басарыгин Ю.М., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. - г. Краснодар, «Советская Кубань», 2002. - 582 с.,
3. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно­ изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981.- 233 с.
4. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. - М.: Недра, 1997.- 226с.