Интервале негерметичности колонны

Если в скважине не наблюдалось межколонных проявлений, а негерметичность выявлена при опрессовке колонны жидкостью, то нижний конец НКТ следует расположить на 5 - 10 м выше искусственного забоя или цементного моста, установленного над интервалом перфорации. В качестве тампонажного материала используются гелеобразующие составы. Вязкость состава по ПВ-5 должна быть в пределах от 150 до 200 с. Обвязку выполняют в соответствии с рис. 5.9.

Приготавливают тампонирующий состав, который затем перекачивают в одну из половин мерника ЦА. Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство с подачей 3 - 5 л/с при открытом трубном, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НКТ частичным перекрытием крана, устанавливают давление в обсадной колонне при циркуляции жидкости, не превышающее величины, регламентированной при опрессовке скважины. Не прекращая закачки, переключают краны на подачу тампонирующего состава в скважину. Состав прокачивают по затрубному пространству, не допуская превышения давления в колонне над допускаемым при опрессовке.

По мере перехода состава из затрубного пространства в трубы постепенно открывают кран на выкиде из НКТ; снижают давление прокачки и вымывают излишки состава на поверхность. Скважину оставляют на ОЗЦ.

Если при эксплуатации в скважине наблюдались межколонные проявления, то после отключения интервала перфорации нижний конец НКТ устанавливают на глубине L.

Рецептуру отверждающегося тампонирующего состава подбирают по температуре в скважине на глубине L. При использовании отверждающихся составов порядок работ аналогичен последовательности работ с применением гелеобразующих составов. После прокачки состава по затрубному пространству и вымыва излишка его на поверхность НКТ поднимают из скважины. В фонтанных скважинах допускается повторная герметизация резьбовых соединений колонн гелеобразующим составом без отключения перфорированной зоны. До наступления срока планово-предупредительного ремонта внутрискважинного оборудования работы допускаются без подъема НКТ.

 

ПРОВЕДЕНИЕ РИР В ПЕРФОРИРОВАННОЙ

НЕОСВОЕННОЙ СКВАЖИНЕ

Буровой раствор закачивают в затрубное пространство и восстанавливают циркуляцию. Выкид из НКТ перекрывают и проверяют приемистость скважины. С этой целью при максимальной подаче ЦА осуществляют нагнетание бурового раствора и фиксируют наблюдаемое при этом давление р_пр без превышения его над допускаемым при опрессовке. При необходимости для предупреждения загрязнения продуктивного пласта в качестве буровых растворов используются инертные жидкости (дегазированная нефть и др.). РИР проводится, если р_пр > 10,0 МПа.

При необходимости для увеличения р_пр в призабойную зону прокачивают 1 - 2 м³ высоковязкого (не менее 200 с по ПВ-5 при забойной температуре) водного раствора полимера (например, КМЦ, ПАА). С этой целью раствор полимера закачивают в НКТ и при закрытом затрубном пространстве вытесняют из труб в призабойную зону. Возможно использование композиции ВУС, которая после вытеснения в призабойную зону должна находиться в покое в течение периода гелеобразования. Приготовленный расчетный объем гелеобразующего состава при закрытом выкиде из НКТ закачивают в затрубное пространство. Буровым раствором состав продавливается до предполагаемого местоположения интервала, в котором имеется негерметичность. Если этот интервал неизвестен, то объем продавочной жидкости рассчитывают, исходя из глубины, рассчитанной по приведенным выше формулам. При закачке и продавке тампонирующего состава подача насосов регулируется для создания в затрубном пространстве максимально возможного давления, но не выше допускаемого при опрессовке данной колонны. Затем скважину оставляют на ОЗЦ.

Гелеобразный состав из затрубного пространства вымывается, скважина осваивается и переходит в эксплуатацию.