СПОСОБ РЕМОНТА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ С ДЕФЕКТНЫМ УЧАСТКОМ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн в скважинах с дефектным участком.

Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2386779, МПК Е21В 29/10, опубл. в бюл. №11, от 20.04.2010 г.), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной колонны - летучки с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим цементированием, при этом после определения интервала дефектного участка обсадной колонны производят предварительное цементирование внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине, после затвердевания цемента производят фрезерование дефектного участка, а перед спуском дополнительную колонну-летучку выше дефектного участка оснащают наружными центраторами, при этом сверху дополнительную колонну-летучку оснащают механическими плашками, фиксирующими дополнительную колонну-летучку относительно обсадной колонны так, что дополнительная колонна- летучка перекрывает весь вырезанный дефектный участок обсадной колонны.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, при фрезеровании дефектного участка обсадной колонны возникают высокие механические и гидравлические нагрузки, воспринимаемые инструментом, в частности вырезающим устройством, производящим фрезерование (удаление) дефектного участка обсадной колонны, что ведет к быстрому его износу и выходу из строя;

- во-вторых, вследствие износа вырезающего устройства снижается скорость проходки при фрезеровании обсадной колонны, а при прекращении проходки вследствие износа инструмента необходимо производить спуско-подъемные операции по замене изношенного вырезающего устройства. Кроме того, не учитывается толщина стенки дефектного участка обсадной колонны, что также влияет на время фрезерования дефектного участка обсадной колонны. Все это приводит к увеличению продолжительности работ по фрезерованию дефектного участка обсадной колонны;

- в-третьих, высокая стоимость ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине, связанная с предварительным цементированием внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине и с последующим спуском в скважину дополнительной колонны-летучки с механическими плашками и центраторами.

Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2347888, МПК Е21В 29/10, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2009 г.), включающий определение всей информации по дефектному участку, изоляцию дефектного участка спуском и установкой дополнительной колонны-летучки с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим цементированием, при этом дефектный участок обсадной колонны предварительно перед спуском дополнительной колонны-летучки вырезают по всей длине фрезерованием с помощью вырезающего устройства, спущенного в дефектный участок обсадной колонны на колонне труб с винтовым забойным двигателем (ВЗД), после чего по всей длине и периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, перед спуском дополнительную колонну-летучку оснащают подпружиненным наружу упором с наружными переточными каналами, который, расширяясь при спуске дополнительной колонны-летучки, фиксирует ее относительно верхней кромки выреза обсадной колонны так, что дополнительная колонна-летучка перекрывает весь дефектный участок.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, при удалении дефектного участка обсадной колонны вырезающим устройством, спущенным на бурильной колонне труб, возникают высокие механические нагрузки, воспринимаемые инструментом, в частности вырезающим устройством, производящим фрезерование (удаление) дефектного участка обсадной колонны, что ведет к быстрому его износу и выходу из строя;

- во-вторых, вследствие износа вырезающего устройства резко снижается скорость проходки, а при выходе его из строя при прекращении проходки необходимо производить спуско-подъемные операции по замене изношенного вырезающего устройства. Все это приводит к увеличению продолжительности работ по фрезерованию дефектного участка обсадной колонны;

- в-третьих, высокая стоимость ремонта по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине, связанная со спуском в скважину дополнительной колонны-летучки и ее цементированием по всей ее длине;

- в-четвертых, реактивный момент, возникающий при работе ВЗД, передается на колонну труб и приводит к их обратному вращению, который гасится на стенках скважин и в приводных механизмах, размещенных на поверхности, что приводит к повреждению стенок обсадной колонны скважины и оказывает негативное воздействие на приводные механизмы, снижая их ресурс работы.

Техническими задачами предложения являются снижение механических нагрузок на инструмент, сокращение продолжительности работ по удалению дефектной части обсадной колонны и снижение стоимости ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине.

Поставленные задачи решаются способом ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком, включающим определение информации по дефектному участку обсадной колонны, удаление дефектного участка спуском инструмента, состоящего из вырезающего устройства на колонне бурильных труб, вращение инструмента с устья скважины механическим ротором, подъем инструмента после удаления дефектного участка обсадной колонны, вымывание породы из дефектного участка обсадной колонны по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, изоляцию дефектного участка обсадной колонны.

Новым является то, что при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 8 до 11 мм на устье скважины перед спуском инструмента в обсадную колонну скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу -вверх: универсальное вырезающее устройство - УВУ, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, затем спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы УВУ находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, для ремонта обсадной колонны используют два насосных агрегата, производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб с двумя насосными агрегатами, далее с устья скважины с помощью ротора производят вращение инструмента со скоростью 70 об/мин и одновременно производят закачку технологической жидкости в колонну бурильных труб с помощью одного насосного агрегата при давлении жидкости 3,0 МПа, затем каждые 10 мин, не снижая скорости вращения инструмента, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления 5,0 МПа, затем запускают в работу второй насосный агрегат, не снижая скорости вращения инструмента, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления 9,0 МПа, выводят два насосных агрегата на режим подачи технологической жидкости, затем без осевого перемещения инструмента со скоростью 70 об/мин при давлении 9,0 МПа производят вырезание дефектного участка обсадной колонны в течение 1 ч, затем, не снижая параметров работы насосных агрегатов и ротора, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на УВУ, не превышающую 40 кН, и производят вырезание во всем интервале дефектного участка обсадной колонны, при достижении нижнего интервала вырезания дефектного участка обсадной колонны прекращают вращение инструмента и приподнимают инструмент на 2,0 м со скоростью 0,1 м/с, производят промывку в объеме скважины, после чего останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины, спускают гидромониторную насадку на колонне труб и по периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, затем спускают колонну заливочных труб и изолируют изолирующим составом скважину от забоя до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, причем в качестве изолирующего состава применяют микроцемент.

Предлагаемый способ реализуют для восстановления герметичности обсадных колонн в скважинах с дефектным участком, когда дефектный участок находится ниже продуктивного пласта и имеется возможность наращивания забоя скважины, если при этом толщина стенки дефектного участка обсадной колонны находится в пределах от 8 до 11 мм.

На фиг.1, 2 и 3 показана схема реализации способа.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом, например, на скважине НГДУ «Азнакаевскнефть».

Определяют информацию по дефектному участку обсадной колонны 1 (см. фиг.1), обсадная колонна - типоразмером 168×9 мм. Производят геофизические исследования с помощью геофизического прибора (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Геофизический прибор выбирают любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (Республика Татарстан, г.Бугульма), предназначенный для проведения гидродинамических исследований в обсадной колонне скважины.

На основании геофизических исследований определяют расположение продуктивного пласта 2, например, продуктивный пласт 2 расположен в интервале 1693-1695 м, он имеет большую проницаемость пород, чем расположенный ниже, например, в интервале 1712-1715 м пласт с подошвенной водой 3, который вследствие негерметичности обсадной колонны 1 по причине разрушения цементного камня (на фиг.1 и 2 не показано) за обсадной колонной 1 вызывает заколонный переток 4 подошвенной воды снизу-вверх в продуктивный пласт 2. Для исключения заколонного перетока 4 и восстановления герметичности обсадной колонны скважины необходимо удалить дефектный участок 5 (см. фиг.2) обсадной колонны 1, имеющий разрушенный цементный камень за обсадной колонной 1 в интервале 1706-1710 м, т.е. высотой Н=4 м.

Далее производят подготовку инструмента 6 для удаления (вырезания) дефектного участка 5 обсадной колонны 1.

Перед спуском инструмента 6 в обсадную колонну 1 скважины производят его сборку на устье скважины в следующей последовательности снизу-вверх: универсальное вырезающее устройство (УВУ) 7, колонна утяжеленных бурильных труб (УБТ) 8, колонна бурильных труб 9. В качестве универсального вырезающего устройства 7 применяют устройство, изготовленное в ОПО «Карпатнефтемаш» (г.Калуш Ивано-Франковской области, Россия). УВУ 7 снабжено раздвижными резцами, выдвигающимися за счет перепада давления промывочной жидкости, прокачиваемой через него и вращающуюся бурильную колонну 9.

Длину колонны УБТ 8 принимают 40-50 м (определяют опытным путем), например 42 м, и устанавливают непосредственно над УВУ 7, чтобы эффективно создавать нагрузку и вращающий момент на УВУ 7 при вращении инструмента 6 с устья скважины механическим ротором (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Далее спускают инструмент 6 (см. фиг.2) в обсадную колонну 1 скважины так, чтобы резцы 10 УВУ 7 находились напротив верхнего интервала (1706 м) дефектного (вырезаемого) участка 5 обсадной колонны 1.

В качестве механического ротора применяют, например, ротор с цепным приводом марки РУ 80x400, выпускаемый ООО «Идель-Нефтемаш» (г.Ишимбай, Республика Башкортостан, Россия).

Для осуществления способа используют два насосных агрегата марки ЦА-320. На устье скважины производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб 9 с двумя насосными агрегатами (на фиг.1, 2 и 3 не показано).

Далее с устья скважины с помощью механического ротора производят вращение инструмента 6 (см. фиг.2) со скоростью вращения 70 об/мин. Одновременно производят закачку технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м³, в колонну бурильных труб 9 с помощью одного насосного агрегата при давлении жидкости 3,0 МПа. Отрабатывают в течение 10 мин. Не снижая скорости вращения инструмента по истечении 10 мин работы насосного агрегата, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа, отрабатывают еще 10 мин, ступенчато увеличивают давление еще на 1 МПа, и так до достижения давления 6,0 МПа.

Запускают в работу второй насосный агрегат, не снижая скорости вращения инструмента, ступенчато (1,0 МПа/10 мин) увеличивают давление жидкости на 1 МПа каждые 10 мин. Выводят на режим подачи технологической жидкости до достижения давления 9,0 МПа.

Затем вращают инструмент 6 без осевого перемещения со скоростью 70 об/мин при давлении 9,0 МПа и начинают вырезание путем врезания резцов 10 УВУ 7 в обсадную колонну 1 в течение 1 ч, при этом контроль врезки производят по наличию выхода металлической стружки и цементной крошки на устье скважины.

Далее, не снижая параметров работы насосных агрегатов и ротора, осевым перемещением инструмента 6 вниз опытным путем подбирают нагрузку на УВУ 7, начиная от 0,5 кН и постепенно увеличивая ее, из условия обеспечения максимальной скорости проходки инструмента 6 в процессе вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1, не превышающую 40 кН. Например, при нагрузке 0,5 кН скорость проходки составляет 1,2 см/ мин, при нагрузке 10 кН - 1,9 см/мин, при нагрузке 20 кН - 2,7 см/мин, при нагрузке 30 кН - 3,2 см/мин, при нагрузке 40 кН - 2,9 см/мин. Таким образом, из условия обеспечения максимальной скорости проходки инструмента является нагрузка 30 кН, при которой проходка составляет 3,2 см/мин.

Производят вырезание обсадной колонны 1 во всем интервале дефектного участка 5 и при достижении нижнего интервала (1710 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1 прекращают вращение инструмента 6.

Приподнимают инструмент 6 на 2,0 м со скоростью 0,1 м/с, производят промывку в объеме скважины, например в объеме 22,4 м³, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента 6 на устье скважины.

Использование двух насосных агрегатов, которые последовательно подключаются в работу в процессе вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1, позволяет снизить гидравлическое давление на инструмент 6, а использование утяжеленной колонны бурильных труб 8 позволяет эффективно использовать механическую нагрузку на УВУ 7 в процессе его работы. Спускают гидромониторную насадку на колонне труб (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и по периметру полученного выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка 5 обсадной колонны 1 до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода.

Затем спускают колонну заливочных труб (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и изолируют скважину закачкой изолирующего состава 11 (см. фиг.3) от забоя 12 (1720 м) до верхнего интервала (1706 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1.

В качестве изолирующего состава 11 применяют микроцемент, например супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г.Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Микроцемент смешивают с пресной водой плотностью 1000 кг/м³ при массовом соотношении 2:3 соответственно.

Использование микроцемента обеспечивает проникновение изолирующего состава в тонкие поры и трещины. Изолирующий состав на основе микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность отвердевшей смеси выше прочности цементного камня, получаемого на основе обычного тампонажного цемента, используемого при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды.

Расчетный объем используемого изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия, исходя из геолого-технических условий скважины.

В предлагаемом способе в отличие от прототипа исключается использование дополнительной колонны-летучки для восстановления герметичности обсадной колонны в скважине, что позволяет снизить стоимость ремонта.

Предлагаемый способ позволяет снизить механические и гидравлические нагрузки на инструмент при удалении дефектного участка обсадной колонны, а также сократить продолжительность работ по удалению дефектного участка обсадной колонны и снизить стоимость ремонта по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине.