Ремонтно-изоляционные работы на газовых скважинах

Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;

дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;

приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;

не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют;

поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

Оценку качества работ производят в соответствии с требованиями действующей инструкции.

18. Тампонажные материалы, применяемые для ликвидации сквозных дефектов колонн. Тампонажные материалы, применяемые для ликвидации негерметичности резьбовых соединений колонн

В зависимости от начальных структурно-механических свойств смеси условно подразделяют на растворы и пасты.

К растворам относятся смеси с незначительной начальной прочностью структуры (0,3-0,8 кПа), имеющих хорошую текучесть (растекаемость не менее 13-15 см) и прокачиваемость. Тампонажные растворы наиболее эффективны для изоляции пластов, представленных пористыми и мелкотрещенноватыми коллекторами малой и средней интенсивности поглощений.

К тампонажным пастам относят нерастекаемые, но прокачиваемые массы, характеризующиеся начальной пластической прочностью свыше 0,8 кПа. Пасты эффективны при изоляции зон интенсивных поглощений, приуроченных к крупнотрещенноватым и кавернозным породам.

В зависимости от компонентного состава тампонажные смеси могут быть твердеющими и нетвердеющими.

Твердеющие смеси на основе вяжущих и полимеров в результате отверждения в поглощающем пласте образуют тампонажный камень, обладающий достаточной механической прочностью.

Нетвердеющие смеси на глинистой основе представляют собой высоковязкие изолирующие тампоны, обладающие высокой конечной пластической прочностью.

· В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

· Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5--10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы.

При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200-300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.

В случае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.

В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

19. Требования, предъявляемые к тампонажным материалам при ликвидации каналов с малой пропускной способностью

- тампонажная смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять ее в течение времени, необходимого для закачивания и продавливания ее в каналы поглощающего пласта

- плотность смеси должна быть близкой к плотности бурового раствора, что в меньшей степени нарушает равновесие в системе «скважина - пласт»;

- скорость схватывания, а так же пластическая прочность смеси должны легко регулироваться; начало схватывания смеси должно превышать время, необходимое для проведения операции по закачиванию ее в пласт на 20-25 %, но не менее чем на 10-15 минут;

- тампонажный раствор и камень из него должны обладать достаточно высокими адгезионными свойствами к породе, металлу, фильтрационной корке;

- должны образовывать безусадочный камень;

- смесь должна сохранять стабильность при температуре и давлении, имеющихся в скважине;

- смесь не должна размываться пластовыми водами;

- после закачивания в зону поглощения смесь должна быстро схватываться и приобретать за короткий срок достаточную прочность: не менее 0,5-1,4 МПа при испытании образцов и сжатие через 8-16 часов.

20. Цели и задачи РИР при наращивании цементного кольца за колонной

Цементное кольцо за незацементированной обсадной колонной наращивают для защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами; ликвидации или предупреждения перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству; заполнения заколонного пространства тампонажным материалом в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов. Тампонажный состав в заколонное пространство закачивают через специальные отверстия в колонне (прямое тампонирование) или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратное тампонирование). Выбор способа тампонирования осуществляют после изучения материалов по строительству и эксплуатации скважины, проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований.

21. Углеводородные цементные растворы

Особенное место среди тампонажных растворов занимают нефтецементные, состоящие из цемента и нефти или дизельного топлива. Основные преимущества этих растворов - несхватываемость при отсутствии воды и высокая прочность камня вследствие взаимодействия с незначительным количеством воды (20-25%). В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет и, выделяя нефть (или другую основу - дизельное топливо, керосин и т.д.), вступает в взаимодействие с водой, создавая прочный камень.

При смешении нефтецементного раствора с водой масса очень быстро теряет подвижность, превращается в комки и камень с выделением почти всего количества нефтепродукта. Для увеличения подвижности раствора и лучшего смешения применяют высокодействующие ПАВ: кубовый остаток этилового эфира ортокремниевой кислоты, крезол, асидол, нафтенат кальция и др.

Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 200⁰С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20% нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при температуре 120⁰С и давлении 30 МПа и схватываются в течение 20-30 мин.

На основе нефтецементных растворов введением в них ускорителя могут быть приготовлены быстросхватывающиеся смеси для ликвидации поглощений в скважинах. Эти растворы при отсутствии воды не схватываются. Вода способствует быстрому их загустеванию, а ускоритель - схватыванию. Ускорителями сроков схватывания могут быть кальцинированная сода, гипс и другие материалы. В отдельных случаях в Нефтецементные растворы можно водит наполнители - песок, глину, улучшающие тампонажные и механические свойства раствора.

Растворы на углеводородной жидкости приготавливают следующим образом. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют цемент, бентонит или их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового раствора верхней и нижней порциями дизельного топлива (по 0,5 м³); объем смеси не должен превышать 5 м³.

22. Полимерные тампонажные материалы

Низкая эффективность РИР связанных с использованием суспензий минеральных вяжущих веществ, тампонажного цемента, шлака, гипса и их модификаций привела к разработке тампонирующих смесей на базе органических вяжущих материалов, так называемых полимерных тампонажных материалов (ПТМ).

Они могут быть приготовлены в виде истинных растворов, а так же растворов содержащих их твердую фазу; иметь практически любую вязкость - от единиц до десятков и сотен миллипаскаль-секунд.

Полимерные тампонажные растворы имеют ряд преимуществ перед растворами минеральных вяжущих веществ:

- небольшая плотность тампонирующей смеси;

- хорошая адгезионная способность по отношению к различным телам;

- широкий диапазон регулирования времени схватывания;

- высокая фильтрационная способность;

- отсутствие проницаемости тампонажного камня;

- устойчивость к различного вида коррозии.

Смолы представляют собой высокомолекулярные органические вещества (полимеры). Они используются при борьбе с поглощениями.

Получение синтетических смол сводится к превращению исходных низкомолекулярных веществ в высокомолекулярные. При этом может протекать реакция полимеризации или поликонденсации.

Полимеризация - процесс соединения большого числа молекул низкомолекулярных веществ в одну большую макромолекулу высокомолекулярного вещества.

Поликонденсация - это процесс образования высокомолекулярного вещества, происходящий с выделением побочных продуктов: воды, аммиака, хлористого водорода и др.

Из большого числа полимеров наиболее широко применяются водорастворимые смолы. Однако наиболее перспективными являются водонерастворимые смолы, способные противостоять перетокам жидкости по стволу скважины и в самом пласте и не вступать с ней во взаимодействие, благодаря чему сохраняются исходный компонентный состав и соответствующие ему свойства раствора

Применяют карбамидные смолы - продукты конденсации мочевины с формальдегидом; фенолформальдегидные смолы - продукт конденсации альдегидов (главным образом формальдегидов) с фенолами; акилрезорциновые смолы.

Тампонажные смеси на основе синтетических смол оцениваются плотностью, вязкостью, растекаемостью, началом загустевания (гелеобразования), временем твердения или началом полимеризации и концом полимеризации. Тампонажный камень - прочностными характеристиками.

23. Отверждаемые глинистые растворы

ОГР получают введением в глинистый раствор фенолформальдегидных смол с отвердителями. В качестве отвердителя применяют формалин, параформ, минеральные кислоты. В процессе перемешивания состава в среде глинистого раствора при реакции поликонденсации формируется полимерная пространственная сетка, в которой глинистый раствор играет роль наполнителя. Раствор и его фильтрат заполняет изолируемую полость и превращается в пластмассу, а твердая фаза, кольматируя каналы перетоков, твердеет и герметизирует их. После отверждения состав дает довольно прочный тампонажный камень. Предназначается для изоляции зон поглощений при температурах от 15 до 80 ⁰С.

Базовые рецептуры ОГР

ОГР обладает рядом преимуществ:

- высокая коррозионная стойкость к термосолевой агрессии и водогазопроницаемость при сравнительно высокой механической прочности тампонажного камня;

- способность обеспечивать монолитную связь тампонажного камня со стенками скважины при наличии на стенках даже рыхлых фильтрационных корок;

- низкая плотность, что облегчает технологию работ и уменьшает расход смеси при тампонировании.

- наличие наполнителя повышает деформативность пластмассы и уменьшает усадочные явления в камне.

- высокая седиментационная устойчивость

Недостатком является токсичность фенолов и отвердителей.

24. Гидрофобный тампонажный материал

Состав представляет собой алкилрезорциновую эпоксифенольную смолу (АЭФС), поставляемую в металлических бочках вместимостью 200 л. комплектно с отвердителем полиэтиленполиамином (ПЭПА).

Представляет собой гидрофобный тампонажный материал ГТМ-3 - однородная темно-коричневая жидкость без осадка. Отличительная способность ГТМ-3:

- его гидрофобность в исходном и отверждаемом состоянии;

- способность отверждаться в пресной и пластовых водах, нефти, органических жидкостях (бензол, ацетон, толуол и т.д.) при температуре в пределах от -5 до +80 ⁰С;

- нулевая водоотдача;

- малые исходные вязкость и плотность;

- хорошая способность поникать в наиболее проницаемые и трещиноватые участки изолируемого пласта, являющиеся путями поступления пластовой воды в скважину;

- коагуляция при смешивании с пресной или пластовой водой с образованием отверждающейся высоковязкой, малотекучей, упругопластичной массы;

- легко регулируемая плотность (в пределах 1050 - 1650 кг/м³) раствора за счет хорошего совмещения, как с активными, так и инертными наполнителями (цемент, песок);

- возможность регулирования сроков схватывания в пределах 1,6 - 2,5 часа за счет изменения концентрации отвердителя;

- повышенная стойкость камня (сформированного из ГТМ-3 и цемента) к воздействию агрессивных сред во времени, упругоэластичные и безусадочные его свойства, более высокая прочность, лучшие адгезионные свойства (в 3-5 раз превосходит камень из чистого цементного раствора);

- хорошее сцепление отвержденной смолы с поверхностью породы, метала труби старого цементного камня, смоченного пластовой водой и нефтью.

Сроки загустевания регулируются изменением содержания отвердителя, который вводится в состав смолы непосредственно перед закачиванием в скважину в количестве 0,5-5 % от количества смолы.

Для приготовления тампонирующего состава в специальную емкость или мерник ЦА набирают расчетный объем АЭФС и при круговой циркуляции через 8-10 мин равномерно вводят необходимое количество отвердителя ПЭПА. После перемешивания в течение 5-10 минут состав готов к применению. Так как при контакте с водой АЭФС коагулирует, то перед приготовлением смеси емкость или мерник ЦА, насосы и манифольд необходимо промыть нефтью или дизельным топливом. При закачке АЭФС в скважину эти же жидкости используются в качестве буферных.

25. Цементно-смоляные композиции

Смесь на основе резорциноформальдегидной смолы ФР-12 с отвердителем типа формалин или пароформ рекомендуется для изоляции «сухих» поглощающих горизонтов, так как во время затвердевания смолы, а так же качество затвердеваемого материала в значительной мере зависят от степени разбавления ее водой.

По свойствам синтетические смолы и отвердители различных партий могут отличаться друг от друга. Формалин, в частности довольно быстро стареет; уротропин может гидратировать влагу из воздуха и в зависимости от условий хранения изменять свои свойства. Поэтому каждая операция при проведении РИР должна тщательно готовиться. Проводиться в полном объеме лабораторный анализ исходных компонентов и полученной смеси.

Недостатки присущие материалам при использовании органических вяжущих материалов:

- большая зависимость сроков отверждения вяжущего материала от температуры и исходных компонентов и окружающей среды;

- усадка продукта отверждения в минерализованной пластовой воде;

- смолы и формалин являются токсичными жидкостями, что создает определенные трудности при проведении изоляционных работ на скважинах.

26. Приборы и оборудование для определения технологических характеристик тампонажных материалов

Водоотдача опред.прибором ВМ-6 при давлении 0,1 МПа и комнатной температуре.

Седиментационную устойчивость (водоотделение) определяют с помощью мерных цилиндров (250 мл).

Для измерения прочности используют приборы: прессы гидравлические, МИИ-100, приборы типа «Бетон» (неразрушающий контроль), импортные аналоги.

Изменение консистенции (времени загустевания) определяют с помощью специальных приборов - консистометров.

КЦ-3 или импортные аналоги - анализаторы времени загустевания тампонажных растворов при высоких температурах и давлении.

КЦ-5 или импортные аналоги - анализаторы времени загустевания тампонажных растворов при температурах до 90⁰С и атмосферном давлении.

27. Основы техники безопасности при РИР в скважинах

Комплекс подготовительных работ перед проведением РИР включает в себя следующее:

Необходимо подготовить площадку размером не менее 20 х 20 метров для размещения и расстановки техники.

В скважину спускают только прошаблонированные технологические НКТ.

При спуске НКТ в скважину обязательно производится тщательный их замер с занесением в журнал меры труб, где фиксируется:

- дата замера, оборудование низа колонны НКТ, диаметр НКТ;

- мера НКТ (поштучно и в нарастании);

- подпись бурильщика и мастера.

После спуска в скважину опрессовать колонну НКТ с использованием специального опрессовочного узла (ОУ) или опрессовочного клапана (согласно утвержденного регламента).

Заполнить скважину однородной по составу и плотности жидкостью. Переток жидкости из трубного и затрубного пространства не допускается.

Проверить наличие и исправность противовыбросового оборудования.

Определить приемистость скважины (согласно утвержденного регламента).

Заявка на проведение изоляционных работ должна быть передана в ЦИТС не менее чем за 12 часов. Подтверждение или перенос заявки производится не менее чем за 4 часа.

Ответственность за организацию подготовки скважины к проведению РИР несет мастер бригады.

Изоляционные работы проводятся по утвержденному технологическому плану главным технологом, с указанием ответственного за проведение работ.

Ответственный за проведение изоляционных работ лично проверяет:

- наличие в нужном количестве компонентов изоляционного состава, результаты анализа применяемого тампонажного материала, а также жидкости для затворения и продавки. (При использовании цемента в качестве тампонажного материала необходимо учитывать, что если со дня проведения анализа и выбора рецептуры до начала цементирования прошло 10 суток, то рецептуру и анализ следует подвергнуть контрольной проверке и в случае необходимости - корректировке. Цемент, хранившийся в цементносмесительных машинах более 2 суток подлежит перебункировке.);

- готовность спецтехники и дополнительного оборудования, а также правильность обвязки устья скважины (схема обвязки прилагается), ее герметичность, наличие и исправность ареометра;

- компоновку и меру инструмента;

- состояние и работоспособность ИВЭ-50 (ГИВ-6);

- свободный ход и вес колонны НКТ;

- наличие и исправность приспособления для герметизации устья скважины и задвижки.

При проведении РИР состав вахты должен быть полным.

Перед проведением работ производиться опрессовка нагнетательной линии на 1,5 кратное рабочее давление, восстановление циркуляции и контрольный замер приемистости.

Освещенность при работе в темное время суток должна соответствовать правилам регламентированным СНИП-23-05-95 (74).

Перед проведением изоляционных работ с целью увеличения приемистости допускается проведение СКО (ГКО) на опрессованных НКТ не более 3-х раз. При необходимости проведения дополнительной СКО (ГКО) НКТ опрессовываются повторно. В целях предотвращения потери приемистости, сократить до минимума время между СКО (ГКО) и проведением изоляционных работ. Опрессовки НКТ производяться только в случае использования фондовых НКТ.

В зимнее время в состав спецтехники включать ППУ.

Для обеспечения безопасности, до начала работ, проводится проверка состояния техники безопасности и внеочередной инструктаж с работниками, участвующими в операции, с записью в журнале. Объясняется цель работ, распределяются обязанности ИТР и рабочих, устанавливается порядок проведения операции. Спецтехника расстанавливается на расстоянии 25 м от устья скважины. Нагнетательные линии опрессовываются по следующей схеме:

- без пакера опрессовка производится на 1,5 кратное давление от рабочего или давления опрессовки э/колонны.

- с пакером опрессовка производится на максимально допустимое давление при РИР - 250 атм.

Размещено на Allbest.ru