Способи усунення негерметичності цементного кільця

Вибір технології і водоізоляційного матеріалу залежить, перш за все, від розмірів каналів затрубної циркуляції та експлуатаційних градієнтів тиску в затрубній перемичці (менше або більше 2 МПа/м) [500].

Вводити тампонажний матеріал за обсадну колону труб можна таким чином:

а) через існуючий інтервал перфорації в продуктивному пласті;

б) через інтервал спеціальних отворів, утворених навпроти щільних
порід між пластом-обводнювачем і обводненим пластом;

в) через інтервал спеціальних отворів, утворених у пласті-обвод-
нювачі.

Введення тампонувалъного матеріалу через існуючий інтервал перфорації в нафтовому пласті вважається недоцільним з таких причин:

а) у водному пласті навколо всіх обводнених свердловин зведений
пластовий тиск^_пл{1) є вищим, ніж зведений пластовий тиск р_пл(2) у нафто­
вому пласті; тому для надходження тампонажного матеріалу каналами
негерметичності в сторону водяного пласта вибійний тиск запомпо-
вування тампонажного матеріалу повинен бути більшим ніж тиск р_пл(1) і
істотно перевищувати тиск р_пп(2), а це призведе до надходження тампо­
нажного матеріалу в нафтовий пласт і може перешкодити його надход­
женню в канали негерметичності;

б) надходження великої кількості тампонажного матеріалу в нафтовий
пласт може призвести до утворення непроникного екрана навколо сверд­
ловини в нафтовому пласті, який не вдається перфорувати, і вимушеного
переведення свердловини з видобувного фонду в невидобувний.

Створення спеціальних отворів у проміжному інтервалі між пластом, який обводнює, і пластом, який обводнюється, вважаємо недо­цільним, що зумовлено малою імовірністю зустрічі отворів з каналами негерметичності (навколо осі свердловини) і неповним охопленням на­явних каналів сполучення отворами.

Якщо вводити тампонувальний матеріал через отвори в пласти, які обводнюються, чи в пласти, які обводнюють, то тампонувальний мате­ріал повинен проникати в пори одного із цих пластів.

Для введення тампонажного матеріалу в канали негерметичності доцільно створити спеціальні отвори в інтервалі навпроти водяного пласта. При цьому вибійний тиск запомповування тампонажного мате­ріалу буде перевищувати пластовий тиск р_пл(1) у водяному пласті. Ос­кільки зведений тиск у нафтовому пласті р _{пл(< 2)} < р_пл(1) то тампонажний матеріал надійде у водяний пласт і далі в канали перетікання між пласта­ми. Щоб запобігти утворення непроникного бар'єру навколо свердловини у водяному пласті (за бажання її подальшого використання як водоза­бірної) або зменшити витрату тампонажного матеріалу, спеціальні отвори слід утворювати біля підошви верхнього водяного пласта, або біля покрівлі нижнього водяного пласта.

Таким чином, тампонажний матеріал буде надходити через спеціальні отвори в пори водяного пласта, а з них - у канали негерметичності (пе­ретікання між пластами) і далі в пори нафтового пласта. Середні діаметри пор становлять 10-50 мкм, а поперечні розміри каналів негерметичності (тріщин, каналів, каверн) можуть бути різними. Звідси тампонажний матеріал повинен бути легкофільтрівним, тобто здатним проникати в пори. Для підвищення надійності тампонування можна передбачити наступне

запомповування дисперсної тампонажної суспензії (із збільшенням роз­мірів частинок дисперсної системи).

Щоб тампонажний матеріал не спливав у пластовій воді верхнього пласта-обводнювача, густина його не повинна бути меншою густини пластової води.

Оскільки зведений тиск р_пл(1) у водяному пласті є більшим зведеного тиску р_ш(2) в нафтовому пласті, то існує перетікання води із водяного пласта в нафтовий пласт. Тому для запобігання витіснення тампонажного матеріалу з каналів негерметичності після припинення запомповування необхідно, щоб у момент припинення запомповування тампонажний матеріал перетворився в ізоляційний тампон.

Мова про заколонні перетікання води у видобувних і нагнітальних свердловинах виникає тоді, коли між водяним і продуктивним пластами є глиниста перемичка достатньої товщини, яка впевнено виділяється про­мислово-геофізичними методами. Звідси роботи з усунення заколонних перетікань здійснюють у свердловинах за наявності глинистої перемички товщиною понад 1-1, 5 м [500], інакше, це будуть роботи з ізоляції підо­шовної води.

Здійснення ізоляції через існуючий фільтр свердловини і вибір тампо­нажного матеріалу слід проводити лише після оцінки величини затрубної циркуляції. Для цього необхідно здійснити дослідження у свердловині за різних режимів приймальності, наприклад, методом акустичної цемен-тометрії. Це дасть змогу встановити фільтрацію за колоною на режимі приймальності у видобувних свердловинах і визначити можливість вико­ристання цементних суспензій, ефективність яких пов'язана з великими розмірами каналів перетікання, від 50 мкм до 5 мм і вище. У разі наявності невеликих розмірів каналів перетікання необхідно викори­стовувати легкофільтрівні водоізоляційні матеріали. А в усіх випадках великої чи малої приймальності доцільно з метою зменшення проникання водоізоляційного матеріалу в продуктивний пласт передбачити запомпо­вування тимчасово блокувальних буферних матеріалів, наприклад, кар-боксилметилцелюлози, тип яких визначається різновидом колектора (пористий, тріщинуватий) [500].

У випадку інтенсивної приймальності продуктивного пласта необхідно здійснювати ремонт через спеціальні отвори навпроти пласта-обвод­нювача (або поглинального пласта).

За матеріалами практичного досвіду й експериментальних дос­ліджень відомо, що цементний камінь за обсадною колоною труб вит­римує градієнти тиску не більше 2 МПа/м [500]. Тоді, якщо пласт-обвод-нювач характеризується високим тиском і в разі перетікання води також високою проникністю, а глиниста перемичка між продуктивним і водяним

пластами має невелику товщину, то з метою зниження градієнта тиску в перемичці і в „старому" цементному камені, який після виконання ре­монтних робіт може додатково бути розтрісканим, до величини меншої 2 МПа/м, необхідно включити в технологію ремонту ще й операцію з утворення в пласті-обводнювачі (аналогічно і в поглинальному пласті за низького в ньому тиску) буферної блокади із легкофільтрівного (гелеутво-рювального чи краще твердіючого) матеріалу, а нову перемичку створити із цементу або іншого матеріалу, що має однакові міцнісні характеристики і є водонафтогазонепроникним.

Суть технології з усунення негерметичності цементного кільця зво­диться до заповнення і перекриття тампонажним матеріалом наявних у цементному камені каверн, каналів і тріщин.

Усунення негерметичності проводять запомповуванням безпосе­редньо в канали порушення негерметичності розчинів ізоляційних мате­ріалів або через існуючий інтервал перфорації продуктивного пласта, або через інтервал спеціально створених отворів.

Геолого-технічні умови, що визначають вибір технології PIP для усунення заколонних перетікань флюїдів до інтервалу перфорації із нижче-або вищезалеглих пластів (нижні, верхні і підошовні води) та тампонажних матеріалів є: а) відстань від інтервалу перфорації до обводнювального пласта; б) приймальність об'єкта ізоляції під час нагнітання води; в) за­планована депресія тиску на продуктивний пласт після PIP; г) напрям руху води (зверху, знизу) [168].

Ізоляція каналів перетікання верхньої води по заколонному прос­тору через отвори фільтра в основному здійснюється методом тампо­нування під тиском через існуючий інтервал перфорації із залишенням вибійної пробки (моста) і наступним її розбурюванням.

Для ізоляції верхніх вод у разі малої відстані від пласта-обводнювача і малої його приймальності для захисту продуктивного пласта від забруд­нення тампонажним розчином нижню частину перфорованого інтервалу експлуатаційної колони належить перекрити піщано-магнієвою (чи піща­ною) пробкою (неперекритим достатньо залишити не більше 1 м інтерва­лу перфорації). Якщо відстань між інтервалом перфорації і вибоєм сверд­ловини понад 20 м, доцільно встановити цементну (смоляну) пробку [168].

Технологія тампонування через існуючий інтервал перфорації по­лягає в наступному. Вона передбачає подавання тампонажного матеріа­лу через існуючий інтервал перфорації за обсадну колону труб, наступне розбурювання цементної пробки (моста) і повторну перфорацію в задано­му інтервалі. У свердловину опускають НКТ з пакером до нижніх отво­рів перфорації або в разі перекриття тимчасовою пробкою частини інтер­валу перфорації до рівня верхньої межі попередньо створеної цементної

(смоляної) пробки (стакана, моста). Потім запомповують розрахунковий об'єм тампонажного розчину, проштовхують і витісняють його в кіль­цевий простір між НКТ і обсадною колоною до вирівнювання рівнів розчину в трубах і кільцевому просторі. Далі насосно-компресорні труби припіднімають, вимивають надлишок тампонажного розчину (проводять контрольне зрізування), садять пакер, протискують ізоляційний матеріал за обсадну експлуатаційну колону і герметизують свердловину на період, який необхідний для затвердіння ізоляційного матеріалу. Відтак розбу-рюють пробку (міст) із затверділого ізоляційного матеріалу, додатково перфорують пласт у межах продуктивного інтервалу і освоюють сверд­ловину. При цьому можна використовувати витягуваний або невитягу-ваний пакер, під яким створюють цементну пробку.

В останній час для виконання PIP труби встановлюють вище покрівлі перфорованого пласта на 20-40 м і більше, а ізоляційний матеріал протис­кують у пласт і в порушення за закритого затрубного простору.

Іноді для ізоляції верхніх вод у разі великої відстані до пласта-обвод­нювача і малої його приймальності запомповування тампонажного мате­ріалу здійснюють через спеціальні отвори над існуючим інтервалом перфорації.

Суть технології тампонування каналів негерметичності цемент­ного кільця для ізоляції верхніх вод через спецотвори зводиться до наступного. Тимчасово повністю перекривають існуючий інтервал пер­форації піщаною пробкою або цементним мостом, створюють спецотвори над існуючим інтервалом перфорації навпроти щільного розділу (в інтер­валі підошви водяного пласта), подають тампонажний матеріал під тиском у спецотвори з залишенням моста і наступним його розбурюван­ням. На спецотвори можна встановити металевий пластир як на дефект в експлуатаційній колоні (див. розділ ремонтно-відновлюваних робіт), але його застосування обмежується депресією тиску у свердловині під час експлуатації не більше 8 МПа.

Усунення заколонних перетікань із залеглих знизу водяних плас­тів також здійснюється тампонуванням під тиском через існуючий інтервал перфорації або через спеціальні отвори.

Тампонування через існуючий інтервал перфорації може здійсню­ватися через нижню частину загального інтервалу перфорації або без залишення моста в експлуатаційній колоні, або з залишенням моста і наступним його розбурюванням (у т.ч. з пакером).

Тампонування через спецотвори здійснюється із застосуванням пакера і залишенням моста. Спецотвори створюються методами стрі­ляючої або гідропіскоструминної перфорації в інтервалі 0, 5-0, 8 м в межах покрівлі нижнього водоносного пласта (пласта-обводнювача) або в межах

поширення порушення з урахуванням можливості надійної посадки пакера. Відтак опускають пакер на НКТ і встановлюють його між існуючим інтервалом перфорації продуктивного пласта та інтервалом спецотворів. За посадженого пакера викликають по НКТ приплив води із пласта і перетікання її через порушення (з метою промивання каналів перетікання) або нагнітають у НКТ воду, яка надходить через спецотвори в заколонний простір, перетікає по заколонних каналах і виходить у простір над паке-ром. Потім ізоляційний матеріал запомповують у НКТ, доводять до спецотворів і затискують за обсадну колону при відкритому затрубному просторі (для надходження ізоляційного матеріалу в канали перетікання). Тоді зривають пакер і припіднімають його вище розрахункової висоти моста, затискують (тиск не менше 5 МПа на 1 м висоти цементного кільця) ізоляційний матеріал за закритого затрубного простору (для надходження ізоляційного матеріалу у водоносний пласт). Можна також вимивати надлишок цементного розину. Після цього свердловину зали­шають у спокої для затвердіння тампонажного матеріалу, а відтак розбу-рюють міст без розкриття спеціальних отворів, додатково перфорують колону навпроти продуктивного пласта і освоюють свердловину.

Усунення міжколонних перетікань через гумові ущільнювальні елементи пакерів колонної головки без їхньої заміни проводиться шляхом запомповування мастила шприц-пресом, розрахованим на тиск 32 МПа, виготовленим інститутом УкрНДІгаз. Шприц-пресом запомповують мастило до тих пір, поки воно не почне надходити з верхнього зворотного клапана. Якщо після натиснення на кульку верхнього або нижнього клапана газ із нього не надходить, тоді ущільнювачі колонної головки є герметичними [470].

Аналіз виконання робіт показує, що порушення герметичності різьо-вих з'єднин - одна із головних причин негерметичності обсадних колон. Найпростішим методом усунення міжколонних перетікань є так званий метод „ковзного тампонування" обсадної колони. Суть його полягає в запомповуванні у свердловину „пачки" герметизувальної суміші з по­дальшим опусканням-підніманням її в заколонному просторі свердловини.

В останній час як герметизувальний розчин використовують водні розчини омиленого талового пеку (ОТП) і карбоксиметилцелюлози (КМЦ). Проте тривалого ефекту не одержано. Плівка, утворена розчи­ном КМЦ на поверхні труб, розчиняється в конденсаційній і пластовій водах, що виносяться на поверхню. А плівка ОТП розчиняється в газо­вому конденсаті.

Для усунення міжколонних тисків інститутом УкрНДІгаз пропо­нується полімерний тампонажний матеріал АКОР Б-100, який призна­чений для ремонтно-ізоляційних робіт у свердловинах з температурами

від 10 до 120°С (можливе використання до 150°С), а також для кріплення грунтів і гідроізоляції (див. вище). Він володіє властивістю кристалізува­тись і є стійким до впливу агресивних середовищ [470].

Робоча суміш АКОР Б-100 готується після виконання всіх підго­товчих робіт, що передують обробленню свердловини. Готують водний розчин АКОР Б-100 у певному співвідношенні з додаванням дрібно­дисперсного полімерного і герметизувального наповнювача та ката­лізатора (прискорювача кристалізації) при перемішуванні. Співвідношення кількостей компонентів герметизувальної суміші вибирають залежно від конкретних технічних умов.

Роботи з усунення міжколонних тисків виконано у свердловинах Про­летарського ПСГ (7 свердловин), Мелихівського ГКР (1 свердловина), Островерхівського ГКР (1 свердловина), Ланнівського ГКР (2 сверд­ловини), Марківського ГКР (3 свердловини), де одержано позитивні ре­зультати.

Наприклад, у свердловині №51 Островерхівського ГКР міжколонний тиск виник після виходу її із буріння і сягав 2, 3 МПа. Було визначено, що газ у міжколонний простір надходив через різьові з'єднини експлуатаційної колони. Для ліквідації міжколонного тиску затрубний простір обробляли розчином омиленого талового пеку. Ліквідувати тиск не вдалося. Після цього проведено дослідно-промислове випробування герметизувального розчину на основі АКОР Б-100 за названою технологією. Міжколонний тиск знизився через місяць до 0, 8 МПа, а відтак протягом місяця змінювався від 0, 8 до 0, 4 МПа. Через деякий час проведено повторне оброблення затрубного простору розчином АКОР Б-100 з дрібнодисперсним полімер­ним наповнювачем. Герметизувальний розчин АКОР Б-100 з полімерним наповнювачем дав змогу через два місяці ліквідувати міжколонний тиск.

Ліквідацію міжколонних тисків розчином на основі АКОР Б-100 з дрібнодисперсним полімерним наповнювачем проведено на свердло­винах №101 і №104 Ланнівського ГКР. В результаті проведених робіт міжколонний тиск знижено у свердловині №101 з 0, 52 до 0, 25 МПа.

На Марківському ГКР проведено аналогічну роботу. Як герметизу-вальну суміш використано водний розчин АКОР Б-100 з додаванням гер­метизувального дрібнодисперсного полімерного наповнювача. У резуль­таті проведених робіт вдалось знизити міжколонний тиск з 70 до 0, 3 МПа.

Негерметичність цементного кільця може бути зумовлена порушен­ням контакту цементного каменю з глинисто-цементною кіркою і гір­ськими породами. Для відновлення герметичності доцільно запомпувати в заколонний простір хімічний реагент, який сприяв би набуханню глини­стого матеріалу або протіканню інших хімічних реакцій, що, у свою чергу, сприяло б, набуханню гірських порід, які контактують з цементним

каменем [470]. Виходячи з даної умови, в лабораторних умовах і на практиці випробувано спосіб відновлення герметичності зацементованого простору за допомогою пари аміаку [470]. Суть методу полягає в такому: при відкритій засувці міжколонного простору за допомогою цементуваль­ного агрегату запомповують у трубний простір свердловини 20% розчин аміаку. Після витримування розчину на вибої свердловини 5-7 діб закри­вають засувку на міжколонному просторі і проводять контрольні дослід­ження. Залишки розчину видувають на амбар. Водний розчин аміаку по існуючих каналах у зацементованому просторі у вигляді пари разом з газом надходить у тріщини і мікротріщини, що сприяє набуханню глини­стого матеріалу і відповідно призводить до перекриття каналів фільтрації рідини і газу.

Роботи за такою технологією проводились у свердловинах Пролетар­ського ПСГ, Кегичівського та Коробочинського ГКР, де одержано пози­тивні результати.

Використання технологій усунення міжколонних тисків, розроблених інститутом УкрНДІгаз, з відновлення герметичності свердловин дають змогу а) попередити міжпластові, заколонні перетікання, що попереджує потрапляння газу в техногенні зони, водоносні горизонти та на денну поверхню; б) скоротити час та витрати на виконання робіт з ліквідації міжколонних тисків порівняно з типовим капітальним ремонтом; в) ви­конувати роботи практично без зупинки свердловини, що уможливлює безперебійне видобування газу із пласта.