СевКавНИПИгаз

Технология предназначена для ликвидации межпластовых перетоков и межколонных флюидопроявлений, обусловленных негерметичностью цементного кольца и предусматривает образование горизонтальных щелевых перфорационных каналов в цементном кольце выше места предполагаемого перетока и закачку в них изолирующих композиций. Технология может быть применена на скважинах газовых, газоконденсатных месторождений и ПХГ. Преимуществом предлагаемой технологии является: возможность получения гидравлической связи с флюидопроводящими каналами по всему периметру цементного кольца; создание перфорационных каналов без разрушения цементного камня вокруг зоны перфорации; надежная блокировка флюидопроводящих каналов. В результате значительно повышается эффективность работ по ликвидации межколонных газоперетоков, обусловленных негерметичностью цементного кольца.
Компоновка для гидропескоструйной перфорации включает: центратор 7, фиксирующие плашки 8, глубинный вращатель ВНИИнефти 9, разработанные в СевКавНИПИгазе перфоратор 10 со специальным ограничителем вращения ОВП, а также перфорационные насадки 11, шариковый клапан 12, хвостовик 13 (см. рис., А).
Для получения специальных отверстий-щелей перфоратор имеет четыре насадки, расположенные под углом 900 (см. рис., Б) на четырех уровнях для минимизации снижения прочности эксплуатационной колонны. Кроме того, для предотвращения эрозионного разрушения стенок скважины при гидропескоструйной перфорации насадки перфоратора расположены под углом 50 к осевому расположению труб. Вращение гидропескоструйного перфоратора осуществляется за счет энергии потока рабочей жидкости.
После проведения перфорационных работ в полученные щели закачивается расчетный объем кольматационно-изолирующего состава, отвечающего следующим требованиям:
- стабильные реологические свойства, обеспечивающие нормальное прокачивание к интервалу перфорации и задавливание в межколонное пространство (МКП);
- способность к затвердению с образованием продуктов, обладающих адгезией к породе, цементному камню и металлу труб, а также стойких к воздействию минеральных пластовых вод;
- рН не менее 10 в целях обеспечения совместимости со щелочной средой цементного камня.
В процессе закачки герметизирующего состава МКП скважины открыто. В конце продавки давление на устье не должно превышать величину прочностных характеристик эксплуатационной колонны, а в сумме с давлением столба жидкости в стволе скважины должно быть выше значений МКД в зоне перфорации.
Затем в НКТ закачивается цементный раствор в объеме из расчета заполнения интервала перфорации. Затрубное пространство закрывают и через те же щели-отверстия продавливают цементный раствор за колонну с учетом условий приемистости каналов газоперетока по цементному кольцу.
После этого НКТ вместе с пакером поднимают выше уровня перфорационных отверстий, скважину промывают до выноса излишнего объема изолирующего состава и выдерживают под давлением время, необходимое для преобразования герметика в состав нужной консистенции и завершения формирования цементного экрана. По окончании цементирования МКП скважины закрывается.
Далее ведется наблюдение за процессом восстановления давления в МКП и производится сравнение с кривой восстановления давления до проведения перфорации. На основе полученных данных и в зависимости от целей работ скважина переводится в эксплуатацию по пакерной схеме, ликвидируется или проводятся работы по повторной изоляции каналов флюидоперетока.

А - схема обвязки оборудования: 1-автоцистерна ; 2 - пескосмесительный агрегат 4ПА;
3 - промежуточная емкость; 4 - агрегаты 4АН-700; 5 - вертлюг; 6 - превентор;
7- центратор; 8 - прижимные плашки; 9 - глубинный вращатель; 10 - перфоратор;
11-перфорационные насадки; 12 - шариковый клапан; 13- хвостовик; 14- цементный мост;
Б - схема расположения перфорационных щелей;
В - сечение перфорационной щели