АНАЛИЗ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И МЕТОДЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

После окончания цементирования обсадной колонны проводят испытания на герметичность.

Для испытания колонны на герметичность на устье скважины устанавливается дополнительное оборудование. Устье оборудуется манометром и опрессовочной головкой. Под действием повышенного давления с плавным его увеличением жидкость нагнетается в колонну. Давление на устье скважины должно превышать ожидаемое устьевое давление в 1,2 раза, но не менее 8 Мпа (для колонн 168-140 мм). Также при необходимости возможно использование пакера при опрессовке обсадной колонны.

Суть проверки колонны на герметичность заключается в том, что после того как раствор заменяется на воду, не должно происходить переливов жидкости или выделения газа. Также в течение 30 минут не должно снижаться давление сверх допустимой нормы.[3]

При использовании для испытания на герметичность способа снижения уровня с помощью компрессора и откачки жидкости пытаются удерживать столб жидкости, находящейся в скважине, на высоте, которая составляет 80% высоты столба при вызове притока в процессе опробования.

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают:

• остановку и глушение скважины;
• проведение исследования скважины;
• проведение обследования обсадной колонны;
• выбор технологической схемы проведения операций;
• выбор типа и объема тампонажного материала;
• проведение ликвидации каналов негерметичности соединительных узлов путем применения тампонирования под давлением;
• в случае обнаружения негерметичности резьбового соединения использование метода установки металлического пластыря. [2]

Для проведения тампонирования в качестве материалов используют составы, которые образуют тампонажный газонепроницаемый камень или гель.

В том случае, если при испытании скважины межколонных проявлений не наблюдалось, но при гидроиспытании все-таки выявлена негерметичность, башмак НКТ устанавливают на 6-10 м выше искусственного забоя, расположенного над интервалом перфорации. В этом случае в качестве материала для тампонирования используют гелевые составы.

Если интервалы негерметичности не обнаружены, то при тампонировании используется метод непрерывной прокачки тампонирующей смеси по затрубному пространству. В определенных случаях может быть предусмотрена остановка прокачки смеси.

Если в процессе эксплуатации наблюдаются межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливается на 200-300 м выше нижней границы интервала негерметичности. [1]

Также в качестве материалов для тампонирования могут использоваться отверждающиеся составы. Их применение обуславливается превышением величины межколонного давления больше 4 Мпа.

Извлекаемый полимерный состав применяется в фонтанирующих скважинах.

В ряде определенных случаев осуществляют изоляцию сквозных дефектов обсадной колонны. К таким случаям относятся:

• невозможность замены дефектной части колонны;
• невозможность перекрытия дефектной части колонны трубами меньшего диаметра;
• интервал нарушения обсадной колонны расположен на более чем 500 м выше интервала перфорации. В данном случае, целесообразна установка цементного моста высотой более 5 м, на 20-30 м ниже обнаруженного дефекта.

Если в колоне присутствует несколько дефектов, устранение негерметичности происходит путем тампонирования каждого дефекта в последовательности сверху вниз. Перед проведением тампонирования очередного дефекта необходимо установить под нарушением цементный мост высотой не менее 5 м на определенном расстоянии. [4]

После определения приемистости дефекта колонны, следует провести ряд мероприятий направленных на снижение интенсивности поглощения.

Если приемистость дефекта обсадной колонны превышает 0,5 м³/(ч·МПа) в качестве тампонажного материала необходимо применять полимерные материалы.

При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

После проведения мероприятий по тампонированию скважину оставляют од действием избыточного давления, который составляет 1,4-1,6 от достигнутого в процессе тампонирования давления.

Для устранения дефектов обсадной колонны возможно перекрытие дефекта трубами меньшего диаметра. Применение данного способа возможно в случаях:

• технической невозможности замены дефектного участка обсадной колонны;
• применяемые методы тампонирования не позволяют достичь необходимой герметичности обсадной колонны;
• присутствие в обсадной колонне нескольких дефектов, устранение которых технически или экономически нецелесообразно;
• условиями эксплуатации предусмотрено уменьшение проходного сечения колонны.

Пластырь из тонкостенной трубы позволяет эксплуатировать скважину с избыточным давлением. Так например, при установке трубы, с толщиной стенки 3 мм обеспечивается герметичность обсадной колонны при работе при избыточном внутреннем давлении до 230 МПа и депрессии до 8 МПа.

Обычно применяют пластырь длиной 9 м, но в определённых случаях может быть применен пластырь длиной 15 м, произведенный на базе, либо пластырь секционный сварной, производимый непосредственно над устьем скважины.

Для установки пластыря применяется следующая последовательность операций:

• после глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование;
• в обсадной колонне устанавливают цементный мост на 50-100 м интервала перфорации;
• производят гидроиспытание труб с одновременным шаблонированием их шаром диаметр которого не менее 36 мм;
• определят характер нарушения обсадной колонны, глубину нарушения и его размеры. Для определения интервала нарушения используются геофизические методы; с помощью поинтревального гидроиспытания определяются размеры нарушения, с помощью боковой гидравлической печати ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) производится уточнение и определение характера нарушения;
• производят очистку внутренней поверхности обсадной колонны гидравлическим скребком в интервале нарушения;

• производят шаблонирование обсадной колонны (в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм; в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм; для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.);
• производится замер внутреннего периметра обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителя ИП-1, который опускается на НКТ или бурильных трубах;
• производится сборка и подготовка устройства на базе производственного обслуживания для установки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб;
• производят транспортирование дорна в собранном виде. Не допускается сбрасывание дорнов и пластырей при разгрузке.

Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

Таким образом, работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования).

Список литературы:

1. Басарыгин Ю. М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов/Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - Краснодар: «Сов. Кубань», 2012. - 584 с.
2. Кагарманов И.И., Дмитриев А.Ю. Ремонт нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие. - Томск: Изд-во ТПУ, 2007 - 280 с.
3. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. - Уфа: Башнефть, 2000. - 424 с.
4. Умралиев Б.Т., Ермеков М.М. Капитальный ремонт скважин - Павлодар: Арман-ПВ, 2014. - 288 с.