3.3. Технологические схемы проведения рир по ограничению

притока воды (таблица 3)

Отключение обводненных интервалов пласта (КР1-1). Для проведения этого вида РИР НКТ спускают выше интервала перфорации продуктивного пласта и весь приготовленный объем тампонажного раствора (часто 3-5м³) продавливают в пласт без оставления моста в колонне. Если тампонажный раствор превращается в гель после его закачки в пласт и он при освоении и эксплуатации скважины будет выноситься из пласта, то в колонне устанавливают цементный мост, который после ОЗЦ разбуривают. После РИР повторной перфорации пласта не производят. Результат РИР оценивают положительно по снижению обводненности добываемой продукции и сохранению или увеличению дебита нефти.

Отключение нижнего пласта. Сущность РИР заключается в установке цементного моста против интервала перфорации нижнего пласта. При этом НКТ устанавливают ниже нижних отверстий перфорации нижнего пласта, выливают расчетное количество цементного раствора из расчета одинакового уровня в НКТ и затрубном пространстве, поднимают НКТ выше уровня цементного раствора в колонне, проводят обратную промывку («срезку»), продавливают часть оставшегося в колонне цементного раствора в пласт и скважину закрывают на ОЗЦ в течение 24ч. Иногда НКТ устанавливают выше верхних отверстий перфорации нижнего пласта, цементный раствор доводят до скошенного конца НКТ при открытом затрубном пространстве, закрывают затрубное пространство, расчетное количество цементного раствора продавливают в пласт, проводят «срезку» цементного раствора под некоторым давлением в НКТ на устье скважины, ожидают снижения

Таблица 3

давления до нуля, приподнимают НКТ на 100м и закрывают скважину на ОЗЦ. Через 24ч глубину и прочность цементного моста проверяют путем допуска НКТ и его разгрузки.

Перед РИР должно быть проверено качество цемента. Для этого в лаборатории при температуре 20°С проверяют начало схватывания цементного раствора (оно должно наступить через 1,5-2ч по ГОСТу), растекаемость (должна быть около 20см), прочность на изгиб (должна быть не менее 2,7-3,5 МПа). В полевых условиях необходимо проверить начало схватывания цементного раствора (потерю текучести) визуально при температуре 20°С.

Отключение верхнего пласта тампонированием (КР1-2-1). Для отключения верхнего пласта, содержащего трещины, сначала закачивают цементный раствор. Он заполняет прискважинную часть трещины. Затем закачивают смолы, которые проникают в оставшуюся пористую часть пласта. В результате этого будет достигнута полная изоляция пласта.

Для отключения верхнего пласта без трещин надо применять легко фильтрующиеся тампонажные растворы. Часто решение о виде тампонажного раствора принимают исходя из величины приемистости пласта.

Во время РИР НКТ спускают ниже нижних отверстий перфорации верхнего пласта. Тампонажный раствор доводят до интервала пласта из расчета уравновешивания его столбов в НКТ и в затрубном пространстве. Затем НКТ приподнимают над расчетным уровнем тампонажного раствора в колонне, проводят «срезку» и продавливают запланированное количество тампонажного раствора в пласт с оставлением моста. После времени ОЗЦ мост разбуривают, колонну опрессовывают давлением и снижением уровня. Если снижение величины давления опрессовки меньше 0,5 МПа за 30мин и нет притока жидкости из пласта при снижении уровня жидкости в скважине до 800-1000м, то колонна считается герметичной. Если колонна негерметична и нет непрерывной приемистости пласта, то проводят догерметизацию пласта путем установки металлического пластыря или спуска дополнительной колонны-летучки. Это осложняет и удорожает ремонт, но при этом достигается долговременная изоляция пласта.

Если толщина отключаемого пласта не большая (2-3м), то НКТ можно спускать выше верхних отверстий перфорации пласта (по схеме проведения КР1-1).

Отключение верхнего пласта установкой металлического пластыря. Проводятся исследования высокоточным термометром (ВТ) для определения заколонного перетока жидкости. При его наличии сначала проводят РИР тампонированием. Эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном Ø 121мм, длиной 400мм для 146-мм и диаметром 140 мм, длиной 400мм для 168-мм колонны. Может применяться шаблон Ø 114мм, длиной 9 м для колонны Ø 146мм. НКТ шаблонируют с использованием шара диаметром 34мм по мере их спуска. Интервал установки пластыря прорабатывают гидравлическим скребком, замеряют внутренний периметр колонны с помощью измерителя периметра. Проводят сборку и подготовку всего устройства для установки пластыря, на наружную поверхность гофрированной трубы наносят герметизирующую смазку. В скважину устройство спускают на НКТ. Нижний конец пластыря устанавливают на 3-6м ниже интервала перфорации отключаемого пласта. Создают давление в НКТ путем закачки жидкости. В это время дорнирующая головка поднимается вверх на длину хода поршней гидроцилиндров и нижняя часть пластыря запрессовывается в колонну. Затем проводят приглаживание пластыря путем протягивания дорнирующей головки талевой системой не менее 5-6 раз при давлении в НКТ 12,0 МПа. Поднимают НКТ с устройством «ДОРН», опрессовывают колонну, промывают скважину и осваивают ее по нижнему пласту.

Отключение верхнего пласта путем спуска колонны-летучки меньшего диаметра (КР1-2-3). Схема проведения работ заключается в следующем. Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации нижнего пласта, если расстояние между отключаемым верхним пластом и нижним пластом 50м и более. Высота моста 10м, его верхний уровень должен быть на 25-30м ниже нижних отверстий верхнего пласта. Устанавливают песчаную пробку в интервале между цементным мостом и 20м ниже нижних отверстий перфораций верхнего пласта. Определяют приемистость верхнего пласта. Производят закачку цементного раствора под давлением через НКТ, спущенные на 5-6м ниже нижних отверстий перфорации с оставлением цементного моста высотой 5-10м выше над верхним отверстием перфорации отключаемого верхнего пласта. Разбуривают цементный мост, опрессовывают колонну. Производят контрольный спуск в скважину обсадных труб диаметром 114мм с обратным клапаном и длиной, равной толщине отключаемого пласта плюс 40м (по 20 м сверху и снизу пласта). При спуске каждая обсадная труба шаблонируется шаблоном диаметром 97мм. После спуска обсадных труб они опрессовываются давлением 10МПа. Поднимают обсадные трубы. Компонуют колонну-летучку снизу вверх. При длине колонны-летучки более 50м ее спускают в скважину на бурильных трубах со спецпереводником с левой резьбой. Внутри обсадных труб помещают НКТ диаметром 60мм, верхний конец которых по правой резьбе соединяется с внутренней полостью спецпереводника. Нижний конец 60-мм НКТ устанавливают на 1 м выше башмака колонны-летучки. Если длина колонны-летучки менее 50м, то 60-мм НКТ не устанавливается.

Башмак колонны-летучки устанавливается на 1м выше песчаной пробки. Закачивается по бурильным трубам диаметром 73мм расчетное количество цементного раствора и продавочной жидкости из расчета доведения цементного раствора до верхнего конца 60-мм НКТ. Колонна-летучка разгружается на песчаный забой, отворачивается спецпереводник с левой резьбой путем вращения бурильных труб вправо. Бурильные трубы со спецпереводником и закрепленными в нем 60-мм НКТ приподнимаются на 1м, удаляются излишки цементного раствора из затрубного пространства и внутренней полости 60-мм НКТ обратной промывкой. Поднимаются бурильные трубы на 100м выше «головы» колонны-летучки. Закрывается затрубное пространство и создается давление в НКТ в 10МПа. После ОЗЦ трубы поднимаются, спускают НКТ с долотом Ø95мм и забойным двигателем Д-85, разбуривается цементный мост, оставшийся в колонне-летучке. Производится опрессовка эксплуатационной колонны и колонны-летучки давлением в 10МПа и снижением уровня, исследуется качество цементирования колонны-летучки.

Известен классический способ установки колонны-летучки из 114-мм обсадных труб или дюралюминиевых труб длиной на 4 м больше толщины изолируемого пласта. Колонна-летучка оборудуется центрирующими пластинчатыми фонарями на расстоянии 1м от ее концов. Снизу колонна-летучка заливается гудроном высотой 20-25см, затем заполняется песком. А сверху - бентонитовой глиной. Забой скважины до интервала установки колонны-летучки засыпается песком. С помощью желонки на забой выливается цементный раствор из расчета 12-15л на 1 пог.м отключаемого пласта для создания корки и 5л на 1 пог.м для создания цементного кольца за колонной-летучкой. Скважина заполняется жидкостью, подготовленная колонна-летучка сбрасывается с устья (отсюда название «летучка»). Создается давление в пределах допустимого на эксплуатационную колонну (10МПа) в течение 10-15 мин для продавки цементного раствора и образования корки за эксплуатационной колонной. Медленно стравливают давление до атмосферного, спускается поршневая желонка для удаления цементного раствора над летучкой. Скважина оставляется на ОЗЦ. Затем спускаются НКТ и промывается глина и песок в колонне-летучке, после этого скважина осваивается по нижнему пласту.

Отключение верхнего пласта пакером (КР1-2-4). Верхний пласт отключают пакером после его предварительного тампонирования. Для этого могут применяться пакеры различных конструкций: гидравлические, механические, гидромеханические. При отключении верхнего пласта одним пакером его устанавливают ниже пласта. Спускают его в скважину на НКТ с левым переводником, производят посадку на запланированной глубине, проверяют герметичность посадки пакера путем закачки жидкости в затрубное пространство. Затем НКТ отворачивают в левом переводнике. После этого в скважину спускают НКТ с пусковыми муфтами и осваивают нижний пласт. Если нижний пласт был освоен до спуска пакера, то в скважину спускают глубинный насос. При отключении верхнего пласта одним пакером затрубное пространство над пакером остается открытым. В определенных условиях может быть проявление верхнего пласта. Поэтому обязательно надо контролировать затрубное пространство путем слежения за уровнем жидкости и давлением.

Более надежным является отключение верхнего пласта двумя пакерами. Для этого на НКТ собирают два пакера, нижний из которых часто бывает шлипсовым, верхний – нажимным. Выше верхнего пакера на определенной глубине на НКТ устанавливают левый переводник. После посадки пакеров и опрессовки их давлением отворачивают НКТ в левом переводнике и проводят работы, описанные выше. Для извлечения пакера используют труболовки.

Основным недостатком метода установки пакера (пакеров) является непродолжительное время их герметичности. С точки зрения продолжительности проведения РИР и стоимости ремонта применение пакеров выгодно.