способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком

Формула изобретения

Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком, включающий определение информации по дефектному участку обсадной колонны, удаление дефектного участка спуском инструмента, включающего вырезающее устройство, подъем инструмента после удаления дефектного участка обсадной колонны, вымывание породы по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, изоляцию дефектного участка обсадной колонны, отличающийся тем, что при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 6 до 8 мм на устье скважины перед спуском инструмента в скважину производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: вырезающее устройство, снабженное раздвижными резцами, винтовой забойный двигатель - ВЗД, колонна насосно-компрессорных труб - НКТ, затем инструмент спускают в скважину таким образом, чтобы резцы вырезающего устройства находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, при этом на устье скважины герметизируют пространство между колонной НКТ и обсадной колонной и фиксируют колонну НКТ, для ремонта обсадной колонны применяют два насосных агрегата, производят обвязку верхнего конца колонны НКТ через тройник с двумя насосными агрегатами, затем одновременно с помощью двух насосных агрегатов производят закачку технологической жидкости в инструмент и поднимают давление жидкости до 3 МПа, далее через каждые 2 мин повышают давление жидкости в инструменте на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа, после чего, поддерживая давление жидкости 12 МПа, производят врезание в обсадную колонну в течение 15 мин, далее, не снижая давления жидкости ниже 12 МПа, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на вырезающее устройство, не превышающую 40 кН, и производят вырезание дефектного участка во всем интервале обсадной колонны, при достижении нижнего интервала вырезания дефектного участка обсадной колонны приподнимают инструмент на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с и, не снижая давления, производят промывку в объеме скважины, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины, спускают гидромониторную насадку на колонне труб и по периметру полученного 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.

Описание изобретения к патенту

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 ремонта 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 после удаления дефектного участка обсадной колонны 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 летучей колонны 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 колонне бурильных труб, не учитываются толщина стенки и диаметр обсадной колонны, поэтому возникают высокие механические нагрузки, воспринимаемые инструментом, в частности вырезающим устройством, производящим 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, связанная со спуском в скважину дополнительной колонны-летучки и ее цементированием по всей ее длине;

- в-четвертых, при работе ВЗД возникает реактивный момент, который от корпуса ВЗД передается на колонну труб.

Техническими задачами являются снижение механических нагрузок на инструмент при удалении дефектной части обсадной колонны с возможностью компенсации реактивного момента при работе ВЗД, а также 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 по всей длине и периметру полученного выреза, направленным потоком жидкости из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, и изоляцию дефектного участка обсадной колонны.

Новым является то, что при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 6 до 8 мм на устье скважины перед спуском инструмента в скважину производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: универсальное вырезающее устройство - УВУ, винтовой забойный двигатель - ВЗД, колонна насосно-компрессорных труб - НКТ, затем инструмент спускают в скважину таким образом, чтобы резцы УВУ находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, при этом на устье скважины герметизируют пространство между колонной НКТ и обсадной колонной и фиксируют колонну НКТ, для ремонта обсадной колонны применяют два насосных агрегата, производят обвязку верхнего конца колонны НКТ через тройник с двумя насосными агрегатами, затем одновременно с помощью двух насосных агрегатов производят закачку технологической жидкости в инструмент и поднимают давление жидкости до 3 МПа, далее через каждые 2 мин повышают давление жидкости в инструменте на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа, после чего, поддерживая давление жидкости 12 МПа, производят врезание в обсадную колонну в течение 15 мин, далее, не снижая давления жидкости ниже 12 МПа, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на УВУ, не превышающую 40 кН, и производят вырезание дефектного участка во всем интервале обсадной колонны, при достижении нижнего интервала вырезания дефектного участка обсадной колонны приподнимают инструмент на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с и, не снижая давления, производят промывку в объеме скважины, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины, спускают гидромониторную насадку на колонне труб и по периметру полученного 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 (заливки изолирующим составом) забоя скважины при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 6 до 8 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), например, обсадной колонны типоразмером 146×7,5 мм. Производят геофизические исследования с помощью геофизического прибора (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Геофизический прибор используют 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.

Например, на основании геофизических исследований определяют, что продуктивный пласт 2 расположен в интервале 1128-1136 м, имеет большую проницаемость пород, чем ниже расположенный 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 1138-1144 м, т.е. высотой Н=6 м.

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

Перед спуском инструмента 6 в обсадную колонну 1 скважины производят его сборку на устье скважины в последовательности снизу вверх: универсальное вырезающее устройство (УВУ) 7, винтовой забойный двигатель (ВЗД) 8, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 9, например, диаметром 73 мм.

В качестве универсального вырезающего устройства 7 применяют устройства вырезающие универсальные, изготавливаемые в ОАО «Карпатнефтемаш» (г.Калуш Ивано-Франковской области, Россия). УВУ 7 снабжено раздвижными резцами, выдвигающимися за счет перепада давления промывочной жидкости, прокачиваемой через него и колонну НКТ 9.

В качестве ВЗД применяют двигатель винтовой забойный Д3-106МР.7/8.37 производства ВНИИБТ-Буровой инструмент (г.Краснодар, Россия).

Далее спускают инструмент 6 (см. фиг.2) в обсадную колонну 1 скважины так, чтобы резцы 10 УВУ 7 находились напротив верхнего интервала (1138 м) дефектного (вырезаемого) участка 5 обсадной колонны 1.

На устье скважины герметизируют пространство между колонной НКТ 9 и обсадной колонной 1 устьевым сальником 11 и фиксируют колонну НКТ 9 от вращения, например, устройством для компенсации реактивного момента 12 (КМР - 73 паспорт и руководство по эксплуатации АПД 036.000 ПС и РЭ), выпускаемым ООО «Поиск» (г. Альметьевск, Республика Татарстан, Россия).

Применяют два насосных агрегата для ремонта обсадной колонны. Производят обвязку верхнего конца колонны НКТ 9 скважины с двумя насосными агрегатами, например, цементировочными агрегатами марки ЦА-320 через тройник (на фиг.1, 2 и 3 не показано).

Применение двух насосных агрегатов обеспечивает стабильный расход жидкости при давлении жидкости 12 МПа.

Затем одновременно с помощью двух насосных агрегатов производят закачку технологической жидкости, например, пресной воды плотностью 1000 кг/м³ в колонну НКТ 9 и поднимают давление жидкости в инструменте 6 до 3 МПа и далее через каждые 2 мин повышают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа. После чего под постоянным давлением жидкости 12 МПа в инструменте производят врезание путем врезки резцов 10 УВУ 7 в обсадную колонну в течение 15 мин. Признаком успешной врезки резцов 10 УВУ 7 является прекращение отдачи инструмента 6 (свободного вращения резцов 10 УВУ 7).

Далее, не снижая давления, производят вырезание обсадной колонны 1 во всем интервале дефектного участка 5 обсадной колонны 1, при этом 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 2,5 см/мин, при нагрузке 10 кН - 3,9 см/мин, при нагрузке 20 кН - 5 см/мин, при нагрузке 30 кН - 4,2 см/мин, при нагрузке 40 кН - 3,5 см/мин. Таким образом, из условия обеспечения максимальной скорости проходки инструмента является нагрузка 20 кН, при которой проходка составляет 5 см/мин.

При достижении нижнего интервала (1144 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1 приподнимают инструмент 6 на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с. Не снижая давления ниже 12 МПа в инструменте 6, производят промывку обсадной колонны 1 в одном объеме скважины, например в объеме 22,4 м³. Промывку обсадной колонны 1 производят закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м³ насосным агрегатом ЦА-320 в инструмент 6, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента 6 на устье скважины.

Использование устройства для компенсации реактивного момента 12 при работе ВЗД 8 в компоновке с колонной НКТ 9 позволяет значительно облегчить вес инструмента, снизить механические нагрузки на оборудование, компенсировать реактивный момент от работы ВЗД 7 и сократить продолжительность вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1.

Затем 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 от забоя 13 (1150 м) (см. фиг.3) до верхнего интервала (1138 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1 закачкой изолирующего состава 14.

В качестве изолирующего состава 14 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/м при массовом соотношении 2:3, соответственно. Использование микроцемента обеспечивает проникновение изолирующего состава в тонкие поры и трещины. Изолирующий состав обладает высокой подвижностью, а прочность отвердевшего состава выше прочности цементного камня, получаемого из обычного тампонажного цемента, используемого при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды. Расчетный объем изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия на основе геолого-технических характеристик скважины.

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