Ремонтно-изоляционные работы

При проведении капитального ремонта скважин производятся следую­щие виды ремонтно-изоляционных работ:

– ликвидация заколонных перетоков флюидов в интервал перфорации из ниже или вышезалегающих пластов;

– изоляция (отключение) обводненных перфорированных пластов (в том числе при переходе вниз или вверх);

– изоляция водоперетоков в перфорированном интервале продуктив­ного пласта (нагнетаемые и контурные воды);

– наращивание цементного кольца за обсадной колонной;

– изоляция сквозных дефектов в эксплуатационных колоннах;

– ликвидация заколонных перетоков газа.

Независимо от целей РИР в первую очередь выясняется техническое со­стояние обсадной колонны и определяется глубина фактического забоя.

Тампонирование под давлением является основным методом ликви­дации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства. Метод заключается в выполнении вспомогательных операций по установке разделительных тампонажных мостов, наращиванию цементного стакана, насыпке песчаных пробок, намыву наполнителей. Технологические схемы проведения тампонажных работ и тампонажные материалы выбираются в зависимости от целей РИР, геолого-технических и гидротермальных условий в изолируемой зоне.

Тампонирование под давлением через обсадную колонну применяется при изоляции дефектов обсадных колонн и наращивании цементного кольца за ними. После закачивания объема продавочной жидкости и последующей заливки тампонажной смеси производится ее задавливание в изолируемую зону при давлении, не превышающем значения, регламентированного для опрессовки колонны. Скважина оставляется в покое на период ОЗЦ под достигнутым давлением.

Тампонирование под давлением через НКТ и обсадную колонну приме­няется для ускорения процесса доставки тампонажной смеси к изолируемой зоне. Нижний конец труб устанавливается над зоной ввода на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонажной смеси. Посредством закачи­вания промывочной жидкости в трубы восстанавливается циркуляция. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивается тампонажная смесь и продавливается в скважину. Когда тампонажная смесь достигает нижнего конца труб, выкид из затрубного пространства закрывается и про­должается продавливание до выхода всей смеси из труб. При обратной про­мывке производится контрольный вымыв тампонажной смеси для гарантии ее отсутствия в кольцевом пространстве труб. Тампонажная смесь задав-ливается в пласт до тех пор, пока не будет достигнуто требуемое давление. Скважина оставляется под давлением на период ОЗЦ.

Тампонирование под давлением с применением пакера применяется для защиты обсадных колонн при давлении нагнетания, значение которого превышает допустимое для опрессовки, для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонажной смеси в изолируемый интер­вал, расположенный ниже зоны перфорации, для направленной подачи тампонажной смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные участки в колонне. В скважину спускаются трубы с пакером, который располагается над зоной ввода тампонажной смеси за колонну. Устанавливается пакер. В трубы закачивается тампонажная смесь и расчетный объем тампонажной смеси. Тампонажная смесь задав-ливается в пласт. Снижается давление в трубном и затрубном простран­стве. Освобождается пакер. Излишки тампонажной смеси из скважины вымываются. Поднимаются 100–150 метров труб, скважина заполняется промывочной жидкостью и оставляется в покое на время ОЗЦ.

При ремонтно-водоизоляционных работах в нефтяных и газовых сква­жинах используются различные смеси тампонажных материалов:

– смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);

– тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, известные как полимерные тампонажные материалы (ПТМ);

– тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), названные цементно-полимерными растворами (ЦПР);

– многокомпонентные тампонажные смеси, приготавливаемые с по­мощью дезинтегратора (МТСД);

– сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).

В скважинах с низкой приемистостью эффективно применение ПТМ и ЦПР. Применение ПТМ наиболее эффективно (по сравнению с цементным тампонажным раствором) при:

– герметизации соединительных узлов обсадных колонн;

– ремонте обсадных колонн в условиях низкой приемистости изоли­руемой зоны.

Использование цементных растворов оказывается более эффективным (по сравнению с ПТМ) при:

– ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод в условиях высокой приемистости;

– ликвидации прорыва пластовых вод в случае недифференцированного анализа результатов работ.

Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с ПТМ) при лик­видации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой приемисто­сти. При ремонтно-изоляционных работах применяются ПТМ на основе фенолформальдегидных смол (ТС-10, ТСО-91), вязкоупругие составы (ВУС), ПТМ – «Ремонт-1», фенолоспирты (ФС), селективные тампонажные материалы – силаны, гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), гидро-лизованный полиакрилонитрил (гипан), водорастворимый тампонажный состав (ВТС), кремнийорганическая сшитая система (КРОСС), состав на основе стиромаля и др. В качестве отвердителей для смол исполь­зуются формальдегид, параформ или уротропин. Для изоляции притока пластовых вод находит применение водоизолирующий реагент, имеющий наименование АКОР.

Как правило, наибольшее предпочтение при производстве водоизо-ляционных работ следует отдавать материалам и методам селективного действия. К селективным относятся методы, обеспечивающие избиратель­ное снижение проницаемости водонасыщенной части пласта при закачке изолирующих реагентов по всей его толщине. Селективный метод (мате­риал) не может обладать абсолютной избирательностью. Селективностью метода является его способность избирательно снижать продуктивность обводненных интервалов в большей степени, чем нефтенасыщенных. Чем больше степень снижения продуктивности притока пластовых вод, тем выше селективность метода. Наряду со снижением продуктивности

обводненных интервалов в результате изоляционных работ возможно по­вышение проницаемости нефтенасыщенных интервалов пластов.

С учетом природы селективных водогазоизолирующих материалов в на­стоящее время методы их применения можно разделить на группы, основан­ные на закачке в пласт органических полимерных материалов; на применении неорганических водоизолирующих составов; на закачке в пласт элементо-органических соединений. Наиболее изученными и освоенными методами селективной изоляции и ограничения притока пластовых вод в нефтяные скважины (первая группа) являются методы, основанные на использовании водорастворимых полимеров акрилового ряда, которые нашли широкое при­менение и за рубежом. В качестве водоизолирующего материала из акриловых водорастворимых полимеров используются в основном полиакрилонитрил (гипан) и полиакриламид (ПАА). Применение гипана ограничено в условиях месторождений Западной Сибири минерализацией пластовых и закачиваемых вод. Использование ПАА ограничивается трудностями при приготовлении рас­творов, низкой технологичностью в зимних условиях. Наиболее эффективным методом при проведении работ по ограничению газопритоков в нефтяных скважинах является применение в качестве газоизолирующей композиции:

– водорастворимого тампонажного состава (ВТС-1, ВТС-2) на основе гликолевых эфиров КОС;

– вязкоупругого состава на основе высокомолекулярных водораство­римых полимеров (ВУС, ГОС).

Такие составы в пластовых условиях в широком диапазоне температур вступают в реакцию с образованием геля элементоорганических полимеров, которые селективно закупоривают поры горной породы.