Ремонтно-изоляционные работы на газовых скважинах

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Цели и задачи ремонтного цементирования

Изоляционные работы, проводимые при восстановлении скважин, преследуют разнообразные цели. Первое, основное их назначение, исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к фильтру из нижележащих или вышележащих пластов. Второе назначение изоляционных работ состоит в том, чтобы устранить в эксплуатационной колонне дефекты, которые могут только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения нормальной эксплуатации скважины. Третье назначение изоляционных работ--изоляция существующего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий горизонт существующий фильтр изолируют путем цементирования или с помощью дополнительной колонны-летучки.

Ремонтно-изоляционные работы проводят с целью изоляции верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных и контурных вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам и трещинам пласта, т.е. обеспечивают оптимальные условия работы продуктивного пласта, для достижения запланированной (максимальной) выборки запасов нефти.

2. Методы выявления негерметичности крепи скважины

Гидравлические методы, основаны на измерении расхода или давления жидкости в колонне выше и ниже участка с дефектами. Если наличие дефектов, обнаружено после перфорации колонны или разбуривания цементного стакана в ней, предварительно выше зоны фильтра устанавливают цементный мост. Определение места герметичности производится по изменению показания расходомера в потоке жидкости и в стоячей воде. Место негерметичности можно обнаружить также с помощью манжетной пробки. Такую пробку вставляют в обсадную колонну, в которую затем нагнетают воду в объеме, равном внутреннему объему колонны. Под давлением воды манжетная пробка перемещается вниз пока не пройдет через дефектный участок. Закончив нагнетание, стравливают избыточное давление и, спуская в колонну груз на мерном тросике, измеряют глубину, на которой остановилась пробка.

При малой негерметичности дефектный участок можно обнаружить путем опрессовки с применением пакера. Для этого в обсадную колонну спускает пакер, устанавливают его посередине длины колонны и после герметизации межколонного пространства нагнетают воду, повышая давление на устье до 5-10 МПа. Если в течение 30 минут давление не снижается, считают, что негерметичный участок находится в нижней половине. Давление стравливают, пакер спускают и устанавливают посредине нижнего участка, вновь спрессовывают. Если давление падает, то негерметичность находится между интервалами первой и второй установки пакера. Так повторяя опрессовки, постепенно сокращают длину того участка, в пределах которого находят негерметичность. Операцию считают законченной, когда длина участка сократится до 10 - 15 м.

Дефекты третьей и четвертой групп определяют с помощью геофизических методов, путем опрессовки зацементированного пространства после разбуривания цементного стакана в промежуточной колонне, а также путем нагнетания порции активированной воды в зацементированный интервал через специальные отверстия, прострелянные в обсадной колонне против непроницаемой породы, и последующего прослеживании путей движения этой воды с помочь геофизической аппаратуры.

3. Основные принципы выбора тампонажных материалов и технологии при ремонтно-изоляционных работах (РИР) в скважинах

По вещественному составу цементы подразделяют на следующие типы:

По температуре применения цементы типов I, II, III подразделяют на цементы, предназначенные для:

по плотности цементного теста цемент типа III подразделяют:

по сульфатостойкости цементы подразделяют на:

4. Основные требования, предъявляемые к тампонажным материалам при ремонтно-изоляционных работах

-тампонажный раствор должен обладать достаточными для проведения работ временем загустевания и сроками схватывания;

- тампонажный раствор должен обладать определенной водоудерживающей способностью и не расслаиваться в состоянии покоя на жидкую и твердую фазы;

- обладать низкой водоотдачей, которая позволяет:уменьшить загрязнение породы фильтратом раствора; регулировать время затвердевания раствора; предотвратить чрезмерную усадку (уменьшение в объеме) тампонажного камня при схватывании раствора, т.е. более полно заполнить пространство тампонажным материалом;

- прочность затвердевшего тампонажного камня основной показатель для установки цементных мостов. Он должен иметь прочность, выдерживающую разгрузку бурильного инструмента или НКТ с усилием при проверке качества моста. Прочность цементного камня характеризуется временным сопротивлением сжатию, изгибу и растяжению. В скважине в цементном кольце в основном возникают напряжения от изгибающих и сжимающих нагрузок.

- создаваемый цементный камень должен быть коррозионно-устойчивым в агрессивных пластовых средах (высокоминерализованных, сероводородных).

- тампонажные материалы должны иметь короткий срок между началом загустевания и проявлением несущей способности у затвердевшего раствора.

- иметь регулируемые сроки схватывания.

5. Основные виды водопритоков в скважине

Образование конуса обводнения (обводнение подошвенной водой) Заканчивание скважины при наличии вблизи продуктивного коллектора нежелательной жидкости, например воды, дает возможность для ее немедленного поступления. Даже если интервал перфорации находится над первоначальным водонефтяным контактом, близость коллекторов содержащих воду делает возможным легкое и быстрое поступление нежелательной жидкости из-за образования конуса обводнения. Подтягивание конуса подошвенной воды подстилающей продуктивный пласт в направлении интервала перфорации скважины, является результатом пониженного давления в эксплуатируемом продуктивном горизонте. В конечном счете, вода прорывается в перфорированный интервал, заменяя часть углеводородной продукции вплоть до полного обводнения. Пониженные темпы добычи могут уменьшать степень обводнения, но не решить проблему полностью.

Опережающее продвижение воды по пропласткам с высокой проницаемостью Наличие высокопроницаемых пропластков может дать возможность для преждевременного прорыва в скважину закачиваемой системой поддержания пластового давления воды (или контурных вод), оставляя зоны продуктивного пласта с более низкой проницаемости неохваченными заводнением. Поскольку закачиваемая вода охватывает интервалы самой высокой проницаемости, проницаемость для последующего потока становится даже выше, приводя к увеличению водонефтяного фактора. Имеющиеся данные из описания коллектора дают возможность определять проницаемые для воды пласты, что позволяет моделировать движение жидкости. Аналогично продвижению вод по высокопроницаемым пропласткам, обводнение может происходить при наличии между добывающей и нагнетательной скважиной системы природных трещин. Даже если трещины пересекающие две скважины не соединяются, то вода может главным образом течь через одну трещину вблизи другой трещины или ствола, охватывая лишь небольшую часть продуктивного коллектора. Неверно направленные гидроразрывы могут также создать трещины, которые дают возможность нагнетаемой воде обходить большую часть углеводородов. Возникновение заколонных перетоков Возникновение гидравлической связи (канала) между водоносными горизонтами и скважиной является причиной заколонных перетоков. Эта проблема может встречаться в любое время эксплуатации скважины, но более заметна после первоначального заканчивания или стимуляции скважины. Поступление непредвиденой воды в это время является хорошим показателем того, что канал существует. Каналы в кольцевом пространстве обсадная колона - пласт могут быть результатом плохой связи на границе контакта цемента - обсадная колонна или цемента-пласт. Возникновение заколонных перетоков может быть вызвано некачественным цементированием при строительстве, отслоением цемента от обсадной колонны и пород из-за плохой адгезии, разрушением цемента. Разрушение цемента может произойти под воздействием коррозионно активных флюидов, при камулятивной перфорации, при ударах инструмента об обсадную колонну при спуско-подъемных операциях в скважине.

Нарушение герметичности обсадной колонны. Нарушение герметичности обсадной колонны обычно обнаруживается при не предполагаемом увеличении добычи воды. Потеря герметичности обсадной колонны может быть вызвана коррозионным разрушением, негерметичностью резьбовых соединений, ошибочной перфорацией, образованием трещин в теле труб при превышении допустимого давления истиранием обсадной колонны при работе в ней бурильным инструментом. Наиболее сложным случаем является наличие нарушений герметичности эксплуатационной колонны с низкой приемистостью, определяющихся падением давления при опрессовке.

6. Селективные методы изоляции водопритоков при РИР, перспективы и особенности применения. Композиции, применяемые при водогазоизоляционых работах

К селективным относятся методы и материалы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости только водонасыщенной части пласта при закачивании изолирующего материала по всей, в том числе и нефтенасыщенной, мощности пласта (образовывают тампонажный материал при взаимодействии с пластовой водой).

Это образование осадка в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод, коагуляция и флокуляция при смешении с пластовой водой, высаливание полимеров, обращение и повышение вязкости эмульсий при контакте с пластовой водой, снижение растворимости материала при изменении рН среды, набухание материала в воде, образование закупоривающей структуры в результате реакции конденсации или полимеризации в присутствии воды, способность изменения характера смачиваемости коллектора, способность пены препятствовать фильтрации воды и разрушаться при контакте с нефтью и механическое закупоривание фильтрационных каналов водонасыщенной части пласта.

Методы применения селективных материалов можно разделить на III группы.

I группа. Методы, основанные на закачке в пласт органических полимерных материалов.

Наиболее изученными являются методы, основанные на использовании водорастворимых полимеров акрилового ряда (гипан, ПАА).

Осадкообразующие водоизолирующие композиции на основе гидролизованного полиакрило-нитрила (гипана). Эффект ограничения водопритока достигается за счет блокирования путей притока воды тампонирующей массой образующейся при взаимодействии гипана с минерализированной пластовой водой содержащей ионы поливалентных металлов. При тампонировании используется свойство гипана взаимодействовать с катионами кальция, при котором образуется эластичная, прочная, резиноподобная масса, устойчивая против физических (давление, температура) и химических (пластовые воды, газы, нефть) воздействий в течение нескольких часов пока она не затвердеет.

В качестве катионов кальция обычно используется концентрированный водный раствор СаСl₂.

Использование ПАА ограничивается трудностями при приготовлении растворов, особенно в зимний период.

Из соединений акрилового ряда применяется метас. Механизм изоляции основан на взаимодействии их солями пластовых вод или адсорбции полимера на поверхности водонасыщенной пород, снижающей ее проницаемость для воды.

Водоизоляционный состав на основе унифлока. Унифлок - аналог гипана и других полиакрилатов. Представляет собой порошок желтовато-кремового цвета, хорошо растворим в воде, насыпная плотность 1000-1200 кг/м³, массовая доля воды не более 10%; рН 5% водного раствора 11,7. Свойства унифлока нормируются ТУ-6-00-0203843-24-90.

Технология применения сводится к закачке в зону перфорации 1% (вес) раствора унифлока, затем 10% (вес) раствора СаСl₂ в объемном соотношении 1:1, с последующей продавкой композиции в пласт. В пласте раствор выдерживается под давлением в течение 6-8 час.

Состав на основе унифлока может содержать в качестве гелеобразователя 10% водный раствор медного купороса (CuSO₄).

II группа. Методы, основанные на применение неорганических водогазоизолирующих составов.

Тампонажные составы на основе силиката натрия (жидкого стекла). Эффект ограничения водопритока достигается за счет тампонирования путей притока воды гелем или тампонирующей массой образующейся при взаимодействии жидкого стекла с пластовыми водами или специально используемым структуробразователем.

Особенностью силикатов щелочных металлов является их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов и другими коагулирующими агентами и образовывать гелеобразные системы или твердый тампонирующий материал. Составы на основе жидкого стекла можно применять в коллекторах любой, в том числе и низкой проницаемости, поскольку последние закачиваются в пласт в виде маловязких растворов, а образование тампонирующего материала происходит непосредственно в пласте.

В условиях высоких температур для проведения водоизоляционных работ целесообразно использовать жидкое стекло, как наиболее легко фильтрующийся материал. При давлениях 0,1 - 3 МПа оно в течение длительного времени сохраняет свои свойства при температурах до 200⁰С. При таких условиях жидкое стекло практически не вступает в химическое взаимодействие с породами пласта, однако обладает хорошей адгезией к ним.

Жидкое стекло (силикат натрия Na₂SiO₃NH₂O). На практике жидкое стекло применяется в качестве структурообразователя, крепящей добавки и ингибитора в буровых растворах, а также регулятора сроков схватывания.

Состав включает в себя жидкое стекло и спиртовый раствор СаСl₂.

Технология применения данной композиции сводится к закачке в зону перфорации 3% (вес) раствора CaCl₂, затем жидкого стекла в объемном отношении 1:0,5. В пласте композиция выдерживается под давлением закачки в течение 24 час.

Составы для водогазоизоляционных работ на основе поливинилового спирта.

Известны следующие водоизолирующие составы на основе поливинилового спирта (ПВС):

ПВС + азотная кислота, причем азотная кислота получена из порошкообразных параформа (СН₂О) и аммиачной селитры (NH₄NO₃);

ПВС + гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГКЖ).

При взаимодействии ПВС с азотной кислотой и с ГКЖ образуется вязкоупругая закупоривающая поры породы масса.

Технология работ на скважинах при использовании, например, последнего состава заключается в следующем.

После промывки скважины через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до середины интервала перфорации, прямой циркуляцией проводят закачку водоизоляционного состава в следующей последовательности и объемах:

1) смесь 5-7,5% (вес) водного раствора ПВС и ГКЖ-10 в объемном соотношении 1:1;

2) продавочная жидкость - в расчетном объеме.

Водоизолирующий состав доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают водоизоляционный состав в пласт. По окончании продавки состава проводят обратную промывку с противодавлением 5-7 МПа в количестве 1,5-2 объемов НКТ. Скважину закрывают и выдерживают под давлением закачки для протекания реакции в течение 24 час. По истечении указанного срока скважину осваивают.

В результате можно заключить, что применение ремонтно-водоизоляционной композиции на основе ПВС и ГКЖ необходимо рекомендовать для ремонта эксплуатационных колонн и ликвидации перетоков. Состав рекомендуется применять и при ликвидации прорыва газа.

Водогазоизолирующая композиция на основе кремнийорганических соединений и полимеров. Для предотвращения прорыва газа в скважины разработаны также специальные изолирующие составы, предусматривающие применение при создании газоизолирующего экрана асфальтосмолистых веществ и нефтерастворимых полимеров. Используются и различные варианты полимерных тампонажных материалов, некоторые из которых, например, алкилрезорциновая, эпоксидная и фенолформальдегидная смолы, могут быть использованы для изоляции газопритоков, однако материалы очень дороги.

В промысловой практике широкое применение нашли вязкоупругие и гелеобразующие составы, представляющие собой смесь водных растворов полиакриламида, гексарезорциновой смолы и формалина, взятых в определенных пропорциях, после реагирования компонентов которых состав превращается в упругую гелеобразную массу, образуя несдвигаемый непроницаемый экран.

При создании изолирующего экрана на основе гелеобразующих составов, как правило, используют водорастворимые полимеры типа ПАА и КМЦ, бихроматы одновалентных металлов и восстановитель. Протекающая внутри системы реакция «сшивки» полимера приводит к образованию геля, непроницаемого для газа.

Для приготовления гелеобразующих составов, модифицированных кремнийорганическими соединениями, могут быть использованы следующие реагенты:

- водорастворимые полимеры: полиакриламиды (ПАА) марок Dk-Drill, DKS, Sapan и др., карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) марок КМЦ-600, КМЦ-700;

- кремнийорганические соединения этилсиликат-32, этилсиликат-40 (ГОСТ 26371-84), этилсиликатконденсат (ТУ 6-02-02-67-66), алкилсиликонаты натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11) и другие;

- бихроматы натрия, калия, аммония (ГОСТ 2652-78) и ряд восстановителей, таких, как сульфит натрия, бисульфит натрия, КССБ и др.

III группа Метод основан на закачке элементоорганических соединений.

На основе кремнийорганических соединений (КОС) разработано большое число водоизолируюших материалов и композиций. Они претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров (продукт 119-204) до водонаполненных композиций (АКОР-4, АКОР Б-4, ВТС, ВТОКС, АКОР БН-4).

Водоизолирующие составы на основе алкоксипроизводных КОС можно разделить на две основные группы. Первая группа включает олигомерные органоалкокси (хлор) силоксаны и композиции на их основе это продукт 119-204, ВТС-2. Вторая группа - составы на основе алкиловых эфиров ортокремниевой кислоты, в частности, на основе тетраэтоксилана и продуктов его частичной конденсации (этилсиликатов) к ним относятся АКОР, продукт 119-296, ВТС-1, ВТОКС.

Водоизолирующие составы АКОР применяются: для выполнения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также в подземных газовых хранилищах; для крепления грунта и гидроизоляции.

Технические характеристики водоизолирующих составов АКОР: Внешний вид Жидкость коричневого цвета со спиртовым запахом Плотность при температуре 20 0С, кг/м3 920 - 1100 Динамическая вязкость при температуре 20 0С: АКОР МА, мПа? с, не более АКОР МГ, мПа? с, не более 10 150 Температура замерзания продукта, 0С, не выше минус 50

Способность образовывать с водой однородную систему не расслаивающаяся жидкость. Время гелеобразования при температуре (70 ± 5) ⁰С в соотношении АКОР МА ( АКОР МГ) : вода =1:2, 1 - 6 ч. Количество осадка после разбавления водой в соотношении АКОР МА (АКОР МГ) : вода =1:2, об.дол. %, не более 5. Примечание: при хранении продукта в стальной таре допускается наличие осадка не более 5 об.дол. %, а также изменение цвета до желто-зеленого. В присутствии воды тампонажные материалы гидролизуются с образованием в начале жидких водорастворимых продуктов, которые затем, проходя стадию гелеобразования, отверждаются. Условия хранения: водоизолирующие составы АКОР хранят в специализированных емкостях, контейнерах или бочках при температуре окружающего воздуха не выше плюс 40⁰С на спланированных площадках, защищенных от воздействия прямых солнечных лучей и атмосферных осадков.

7. Требования к водоизолирующим композициям и пути совершенствования водогазоизоляционых работ

Для эффективного проведения РИР водоизоляционные композиции должны:

- обладать высокой фильтруемостью в пористые среды для создания изолирующего экрана большого радиуса и толщины (2 м и более);

- обладать регулируемыми в широких пределах реологическими характеристиками, что обеспечит равномерный охват воздействием неоднородных коллекторов;

- быть гомогенными и отверждающимися по всему объему;

- иметь регулируемыми сроки отверждения;

- быть способными образовывать водогазоизолирующий экран в широком диапазоне температур и давлений;

- обладать стойкостью к воздействию пластовых флюидов;

- сохранять стабильность компонентов при хранении.

9. Цементирование без пакера. (14.Способ Байбакова.)

В эксплуатационную колонну до нижних перфорационных отверстий спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). На верхний конец НКТ навинчивают цементировочную головку с манометрами, а затрубное пространство герметизируется превентором. В НКТ закачивают воду, промывают скважину, а затем закрывают кран на выкиде превентора, нагнетают воду через, отверстия и тщательно промывают каналы в цементном камне. Если интенсивность поступления воды мала, предварительно закачивают водную порцию ингидированной соляной кислоты. Дают выдержку 10-15 ч., а затем промывают. В некоторых случаях делают вызов притока.

После очистки определяют интенсивность заколонной циркуляции по скорости нагнетания и давлению на устье.

Затем закачивают расчетный объем тампонажного раствора. Закачку производят под избыточным давлением 0,2-0,5 МПа. Как только нижняя граница тампонажного раствора подойдет на 100-150 м к нижнему концу НКТ кран на выкиде превентора закрывают, а тампонажный раствор через отверстия в обсадной колонне вытесняют в заколонное пространство. При вытеснении тампонажного раствора давление растет, скорость вытеснения по мере роста давления снижают. Процесс вытеснения прекращают, как только верхняя граница тампонажного раствора приблизится на 100-150 м к нижнему концу НКТ, либо давление поднимается до предельно допустимого для обсадной колонны. После этого НКТ поднимают так, чтобы нижний конец их оказался на 10 - 15 м выше верхних отверстий и обратной циркуляцией вымывают излишки цементного раствора. После затвердевания разбуривают цементный стакан и проверяют герметичность колонны.

В общем, указанный процесс совпадает со способом Байбакова, который может успешно использоваться.

10 Цементирование с извлекаемым пакером

В обсадную колонну спускает колонну НКТ с пакером. Если горизонт, из которого поступает жидкость в продуктивный пласт, расположен ниже, то пакером герметизируется участок обсадной колонны в сечении между эксплуатационным фильтром и верхними отверстиями, пробитыми над водоносным горизонтом. После пакеровки в НКТ нагнетают воду, которая проходит через отверстия в обсадной колонне ниже пакера, поднимается по каналам в цементном камне до продуктивного пласта и через отверстия фильтра в межколонное пространство выше пакера, После тщательной промывки закачивают необходимый объем там тампонажного раствора и вытесняют его в затрубное пространство. Затем освобождают пакер и приподнимают его на 10 - 15 м выше фильтра. В период промывки и последующего схватывания на устье поддерживают постоянное давление.

Если целью РИР является ликвидация притока в продуктивный пласт из верхнего пласта, то отверстия в обсадной колонне прибивают несколько выше кровли продуктивного пласта против непроницаемых пород, а пакер устанавливают выше верхних отверстий.

При ремонтном цементировании с пакером наибольшее давление в период вытеснения тампонажного раствора не должно превышать предельно допустимого для НКТ. Онo всегда должно быть меньше давления разрыва пород на участке перфорации.

После затвердения тампонажного раствора трубы с пакером поднимают; цементный камень разбуривают.

11. Цементирование с неизвлекаемым пакером. Создание цементного экрана

Операция отличается от рассмотренной тем, что после вытеснения тампонажного раствора пакеровку не нарушают, а колонну НКТ вращением вправо отделяют от пакера, приподнимают и после тщательной промывки обратной циркуляцией извлекают на поверхность.

При РИР разделительные пробки не применяются, поэтому имеется вероятность смешивания тампонажного раствора с промывочной и продавочной жидкостями, что следует учитывать.

Создание цементного экрана

В эксплуатационных скважинах для предотвращения преждевременного прорыва воды в продуктивные пласты создают разобщающиеся цементные экраны. Для этого спускают НКТ с пакером, который устанавливают несколько выше водонефтяного контакта (ВНК) и с помощью гидроструйной перфорации создают горизонтальную трещину, в которую, задавливает 50-100 м³ нефтяной смеси, либо вязкой нефти, либо гидрофобной водонефтяной эмульсии стабилизированной ПАВ. Для предотвращения смыкания трещин после стравливания давления в последнюю порцию добавляют 1-2 т крупнозернистого песка. После задавливания смеси с песком в трещину колонну НКТ на устье герметично закрывают и скважину оставляют в покое на сутки. Затем давление стравливают, освобождает пакер и скважину промывают водой.

По окончании промывки нижний конец НКТ устанавливают выше трещины гидроразрыва, задавливают в трещину максимально возможный объем тампонажного раствора, восстанавливает обратную циркуляцию, промывают обсадную колонну и скважину оставляют в покое. После затвердевания оставшийся цементный камень разбуривают с таким расчетом, чтобы искусственный забой оказался хотя бы на 1-2 м выше созданного в трещине экрана, и проверяют герметичность снижением уровня.

Задавливаемый в трещину тампонажный раствор должен образовывать экран радиусом 30 - 50 м. Столь глубокое продвижение возможно при использовании раствора максимальной водоотдачи либо раствора на промывочной и продавочной жидкостей порциями безводной углеводородной жидкостью.

12. Цементирование зон поглощений

Наиболее распространенный способ изоляции зон поглощений это цементирование интервала поглощения быстротвердеющими композициями. Существует несколько разновидностей цементирования поглощающих зон.

К первой группе относят способы цементирования без предварительного разобщения зоны поглощения от других интервалов. В этом случае в скважину спускают колонну бурильных труб, нижний открытый конец которой устанавливаю несколько выше кровли поглощающего горизонта и в скважину закачивают порцию тампонажного раствора в объеме, достаточном для заполнения участка ствола длиной немного выше зоны поглощения, а также для заполнения каналов в поглощающем пласте. Тампонажный раствор продавливают из труб продавочной жидкостью. Объем ее выбирается из условия, что в момент, когда верхняя граница тампонажного раствора окажется выше кровли поглощающего интервала давление на пласт стало равно пластовому в этой зоне. После закачки продавочной жидкости бурильные трубы поднимают из скважины. Целесообразно производить закачку продавочной жидкости порциями с подъемом бурильных труб.

Ко второй группе относятся разновидности цементирования с предварительным разобщением зоны поглощения от других проницаемых пород с помощью различных пакеров и разделительных пробок. По кавернограмме находят участок ствола с нормальным диаметром близ кровли поглощающего пласта. В скважину до этого участка спускают колонну бурильных труб, на нижнем конце которой подвешен разбуриваемый пакер. Производят распакеровку. Закачивают определенный объем тампонажного раствора. Отсоединяются от пакера и трубы поднимают. Пакер препятствует перетоку жидкости из верхних напорных горизонтов в зону поглощения.

В случае, когда интенсивность поглощения велика в рассматриваемую зону намывают грубозернистый закупоривающий материал и таким образом добиваются снижения интенсивности поглощения.

Если имеется несколько интервалов поглощения их можно изолировать последовательно снизу вверх, отделяя последующий от предыдущего разбуриваемым пакером: при этом к цементированию последующей можно приступить по окончании цементирования предыдущей не ожидая затвердевания раствора. После затвердевания пакер и цементный камень разбуривают. Качество изоляции оценивают путем опрессовки соответствующей зоны. Если порознь зацементировано несколько зон, опрессовывают их порознь сверху вниз, после разбуривания пакера и камня против соответствующей зоны, но до разбуривания пакера нижерасположенной зоны.

Для опрессовки в скважину спускают бурильные трубы с гидравлико-механическим пакером, который устанавливают над исследуемой зоной Опрессовку целесообразно проводить глинистым раствором с малой водоотдачей, создавая на стенки скважины наибольшее давление, которое может возникнуть при последующих операциях. Качество изоляции можно считать удовлетворительным, если объем жидкости, который приходится подкачать в трубы для поддержания постоянства опрессовочного давления за время опрессовки, не превосходит существенных потерь обусловленных водоотдачей.

скважина изоляция водоприток тампонажный

13. Тампонажные материалы, применяемые для ликвидации зон поглощений

В промысловой практике широко используются три технологические схемы ликвидации поглощений:

- закачивание в зоны ухода бурового раствора тампонажных смесей;

- намыв в эти зоны инертных наполнителей;

- намыв наполнителей с последующим закачиванием тампонажных смесей.

Выбор способа ликвидации поглощения, типа материалов и их количество осуществляют на основании характеристик поглощающего пласта - интенсивности поглощения, глубины расположения и толщины пласта, направления и интенсивности перетоков по стволу, размеру и формы трещин.

Тампонажные смеси подбирают по структурно-механическим реологическим показателям, основные из которых: подвижность, сроки схватывания, время загустевания, водоудерживающая способность, плотность и прочность.

Для изоляции зон поглощений используют смеси на основе вяжущих веществ, полимеров и на глинистой основе.

В зависимости от начальных структурно-механических свойств смеси условно подразделяют на растворы и пасты.

К растворам относятся смеси с незначительной начальной прочностью структуры (0,3-0,8 кПа), имеющих хорошую текучесть (растекаемость не менее 13-15 см) и прокачиваемость. Тампонажные растворы наиболее эффективны для изоляции пластов, представленных пористыми и мелкотрещенноватыми коллекторами малой и средней интенсивности поглощений.

К тампонажным пастам относят нерастекаемые, но прокачиваемые массы, характеризующиеся начальной пластической прочностью свыше 0,8 кПа. Пасты эффективны при изоляции зон интенсивных поглощений, приуроченных к крупнотрещенноватым и кавернозным породам.

Быстросхватывающиеся смеси (БСС)

Готовятся на основе портландцементов введением в цементные растворы ускорителей схватывания - хлорида кальция СаСI₂, кальцинированной соды Na₂CO₃, углекислого калия K₂CO₃ (поташ), хлорида алюминия AICI₃, хлорида натрия NaCI, фтористого натрия NaF, каустической соды NaOH, жидкого стекла Na₂SiO₃, сернокислого глинозема AI₂(SO₄)₃ и др.

При приготовления БСС на основе тампонажного портландцемента ускорители схватывания вводят в воду затворения или в затворенный цементный раствор. Порошкообразный ускоритель можно смешивать с сухим тампонажным цементом. Количество вводимого ускорителя колеблется в пределах от 2-10%. БСС обычно применяют в скважинах с температурой 50-70⁰С.

БСС могут быть получены на основе специальных цементов - глиноземистого, гипсоглиноземистого и пуццоланового.

Гипсовые растворы.

Для изоляции пластов с температурой 25-35⁰С применяют смеси на основе высокопрочного строительного или водостойкого гипса с добавлением замедлителя схватывания. Так как свойства гипса заметно меняются во времени, необходимо перед проведением изоляционных работ выполнять анализ с целью корректировки сроков схватывания смесей. В качестве замедлителей сроков схватывания используют триполифосфат натрия (ТПФН), тринатрийфосфат, КМЦ, ССБ и др.

Особенность гипсовых растворов - высокая скорость структурообразования, причем они сохраняют это свойство при значительном содержании воды. Снижение скорости структурообразования и нарушение прочности структуры происходят только при содержании воды более 160% от массы сухого гипса.

Гипсоцементные смеси.

Наличие минералов цементного клинкера способствует наращиванию прочности гипсоцементного камня при твердении в водных условиях, что выгодно отличает гипсоцементные смеси от гипсовых растворов. Проницаемость гипсоцементного камня через 4 часа после затворения не превышает (5-9) ·10^-3 мкм², а через 24 часа - 0,5·10^-3 мкм².

Гипсоцементные растворы приготавливают смешиванием гипса и тампонажного цемента в сухом виде с последующим затворением полученной смеси на растворе замедлителя или смешиванием раствора гипса, затворенного на растворе замедлителя, и раствора тампонажного цемента.

Так как гипсоцементные растворы обладают коротким периодом перехода от тиксотропной коагуляционной структуры к прочной конденсационно-кристализационной, они могут быть рекомендованы для перекрытия крупнокавернозных и сильнотрещиноватых поглощающих участков ствола скважины.

Глиноцементные растворы.

Глиноцементные растворы готовят из тампонажного цемента, бентонита и ускорителей схватывания смешиванием сухих компонентов с последующим их затворением или добавлением бентонита в цементный раствор. Наличие в смеси глинистых частиц способствует более быстрому росту структуры.

Гельцементы получают затворением тампонажного цемента на глинистом растворе плотностью 1,04-1,06 г/см³. Для получения густых гельцементных смесей в глинистый раствор добавляют кальцинированную соду (2,5-3 кг на 1 м³ раствора).

Для изоляции зон интенсивных поглощений разработан глиноцементный тампонажный раствор с высоким показателем водоотдачи (ТРВВ). Получают путем смешивания цементного раствора низкой плотности 1,35-1,45 г/см³ и утяжеленного глинистого раствора плотностью 1,18-1,2 г/см³ в соотношении 1:2 (для более сложных зон поглощений 1:1). Для повышения закупоривающей способности в тампонажные растворы добавляют инертные наполнители. Для приготовления ТРВВ желательно использовать глинистый раствор не обработанный химическими реагентами понизителями водоотдачи. ТРВВ имеет высокие вязкость и показатель фильтрации, в результате чего фильтрат уходит в пласт, а проницаемая прискважинная зона закупоривается цементными, глинистыми частицами и наполнителем, вводимым в раствор. Закупоривающая способность ТРВВ будет пропорциональна объему наполнителя в смеси. ТРВВ рекомендуется применять в трещиноватых породах.

Нефтецементные растворы.

Особенное место среди тампонажных растворов занимают нефтецементные, состоящие из цемента и нефти или дизельного топлива. Основные преимущества этих растворов - несхватываемость при отсутствии воды и высокая прочность камня вследствие взаимодействия с незначительным количеством воды (20-25%). В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет и, выделяя нефть (или другую основу - дизельное топливо, керосин и т.д.), вступает в взаимодействие с водой, создавая прочный камень.

Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 200⁰С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20% нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при температуре 120⁰С и давлении 30 МПа и схватываются в течение 20-30 мин.

Растворы на углеводородной жидкости приготавливают следующим образом. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют цемент, бентонит или их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового раствора верхней и нижней порциями дизельного топлива (по 0,5 м³); объем смеси не должен превышать 5 м³.

Цементно-полимерные растворы.

Эти растворы получают при введении в цементные растворы полимерных добавок, что позволяет улучшить свойства как растворов, так и тампонажного камня. Высокая термостойкость, непроницаемость полимеров улучшают их структурные свойства и изолирующую способность. Важным качеством таких растворов является то, что их фильтрат обладает крепящими свойствами. Это способствует отверждению глинистой и сцеплению тампонажного камня со стенками скважины.

Разработана цементно-смоляная композиция ЦСК-1 состоящая из тампонажного цемента с добавкой алифатической эпоксидной смолы ТЭГ-1 и отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА). Добавка ТЭГ-1 до 6% от массы цемента и отвердителя до 20% от объема смолы. Для приготовления ЦСК-1 в воду затворения последовательно водят смолу ТЭГ-1 и отвердитель, а затем на этой жидкости затворяют цемент. Температура применения до 75⁰С. Время загустевания регулируется количеством отвердителя и температурой, и ориентировочно составляет 1-20 до 4-00 часов. Растекаемость от 20 до 23 см. Прочность до 7 МПа - на изгиб, до 22 МПа - на сжатие.

14. Установка цементных мостов. Требования, предъявляемые цементным мостам

Цементные мосты устанавливают в следующих целях:

- изоляция водонапорных и непродуктивных горизонтов при испытании и ликвидации скважин;

- возвращение на новый горизонт;

- изоляция зон поглощения или проявления;

- забуривание нового ствола;

- создание опоры для испытания пластов или секций обсадных труб;

- ликвидация каверн или желобных выработок.

К цементным мостам предъявляются определенные требования по долговечности, герметичности, прочности, несущей способности, а так же к высоте и глубине нахождения.

Те или иные требования основываются на конкретных геолого-технических условиях и обусловлены назначением моста.

По характеру действующих нагрузок можно выделить две категории мостов: испытывающих давление жидкости или газа и испытывающих нагрузку от веса инструмента во время забуривания второго ствола, применения испытателя пластов или в других случаях.

Мосты, относящиеся ко второй категории, должны, помимо газоводонепроницаемости, обладать весьма высокой механической прочностью.

Анализ промысловых данных показывает, что на мосты могут создаваться давления до 85 МПа, осевые нагрузки до 2100 кН и возникают напряжения сдвига на 1 м длины моста до 30 МПа. Такие значительные нагрузки возникают при опробовании скважин с помощью испытателей пластов и других видах работ.

Несущая способность цементных мостов в значительной мере зависит от их высоты, наличия (или отсутствия) глинистой корки или остатков бурового раствора на колонне.

При удалении рыхлой части глинистой корки напряжение сдвига составляет 0,15-0,2 МПа. В этом случае даже при возникновении максимальных нагрузок достаточно высота моста 18-25 м. Наличие же на стенках колонны слоя бурового раствора толщиной 1-2 мм приводит к уменьшению напряжения сдвига и увеличению необходимой высоты до 180-250 м, с тем, чтобы обеспечить возможность приложения максимальной нагрузки.

Цементные мосты должны быть достаточно прочными. Практика работ показывает, что если при испытании на прочность мост не разрушается при создании на него удельной осевой нагрузки 3-6 МПа и одновременной промывке, то его прочностные свойства удовлетворяют условиям как забуривания нового ствола, так и нагружения от веса колонны труб или испытателя пластов.

При установке мостов для забуривания нового ствола к ним предъявляется дополнительное требование по высоте. Это обусловлено тем, что прочность верхней части моста Н₁ должна обеспечить возможность забуривания нового ствола с допустимой интенсивностью искривления, а нижняя часть Н₀ - надежную изоляцию старого ствола.

15. Основные осложнения, встречающиеся при установке цементных мостов (причины и мероприятия по предупреждению)

Осложнения при установке мостов	Наиболее характерные причины осложнений	Мероприятия по предупреждению осложнений
Повышение давления и прихват заливочных труб	Недостаточное содержание замедлителя схватывания или жидкости затворения - воды Образование затрудняющих прокачивание зон смешения цементного раствора с буровым. Подъем цементного раствора на значительно большую высот, чем проектная, вследствие смешения и образования застойных зон. Загустевание цементного раствора при остановках циркуляции. Образование застойных зон цементного раствора при вымывании его избытка.	Жесткий контроль за содержанием реагентов в жидкости затворения и процессом приготовления цементного раствора по плотности и расходу компонентов, приготовление всего объема раствора в осреднительной емкости. Применение буферных жидкостей и разделительных пробок, проверка смесей на загустевание. То же, а так же применение центраторов и эксцентриков. Проверка рецептуры цементного раствора по показаниям консистометра с учетом температуры и давления. Цементирование, расхаживание колонны, применение легко разбуриваемых или отсоединяемых хвостовиков.
Низкая прочность или отсутствие цементного камня в проектном интервале установки моста.	Повышенное содержание замедлителя схватывания или воды в цементном растворе. Смешение цементного раствора находящейся с ним в контакте жидкостью и низкая точность его продавливания. Подсос пластовых флюидов вследствие поршневого эффекта. Наличие каверны или желобной выработки.	Жесткий контроль за приготовлением цементного раствора. Учет потерь на смешение, компенсация неточности при продавливании, применение буферной жидкости, разделительных пробок и контролирующих устройств, контрольный замер внутреннего объема заливочной колонны. Снижение вязкости и СНС бурового раствора, уменьшение зон смешения, снижение скорости подъема труб, применение отсоединяемого хвостовика. Определение объема цементного раствора с учетом фактического диаметра скважины, применение гидромониторного устройства или эксцентриков.
Недостаточная несущая способность и негерметичность моста	Малая высота моста и недостаточное сцепление со стенками скважины.	Расчет высоты моста в соответствии с условиями его эксплуатации и техническими средствами для установки.
Газопроницаемость моста	Насыщение цементного камня пластовым газом вследствие контракции.	Предварительная установка над местом поступления газа механического пакера или закачка высоковязкой жидкости, введение в цементный раствор высоковязкой жидкости.

16. Особенности выбора рецептуры растворов вяжущих веществ для установки цементных мостов

Некачественная установка цементных мостов или вообще их отсутствие, преждевременное схватывание раствора и другие факторы в определенной степени обусловлены неверным подбором рецептуры вяжущих веществ по срокам загустевания (схватывания) или отклонениями от подобранной в лаборатории рецептуры, допущенными при приготовлении раствора.

Для уменьшения вероятности возникновения осложнений сроки схватывания, а при высоких температурах и давлениях сроки загустевания должны превышать продолжительность работ по установке мостов не менее чем на 25%.

В ряде случаев при подборе рецептур растворов не учитывают специфики работ, заключающихся в установке циркуляции для подъема колонны заливочных труб и герметизации устья.

В условиях высоких температур и давления сопротивление сдвигу цементного раствора, даже после кратковременных остановок (10-20 минут) циркуляции, может резко возрасти. Поэтому циркуляцию восстановить не удается и в большинстве случаев колонна заливочных труб оказывается прихваченной.

Вследствие этого при разработке рецептуры цементного раствора необходимо исследовать динамику загустевания на консистометре (КЦ-3) по программе имитирующей процесс установки моста.

Условия исследования на КЦ	Продолжительность исследований
Tоп	Pоп	Вращение мешалки
Нагрев до комнатной температуры до Тдин	Повышение давления до Рдин	Да	Т1+Т2+Т3
Поддержание температуры опыта в пределах Тдин<Топ<Тст	Поддержание давления в пределах Рст<Роп<Рдин	Нет	1,5(Т4+Т5+Т6)
То же	То же	Да	1,2Т7
Величины Tоп, Pоп - температура и давление при проведение опыта; Рдин, Рст - динамическое и статическое давление в зоне установки моста.

Время загустевания цементного раствора Т_заг должно соответствовать условию

Т_заг>Т₁+Т₂+Т₃+1,5 (Т₄+Т₅+Т₆)+1,2Т₇

где Т₁,Т₂, Т₃ - затраты времени соответственно на приготовление, закачивание и продавливание цементного раствора в скважину;

Т₄,Т₅,Т₆ - затраты времени на подъем колонны заливочных труб до места срезки моста, на герметизацию устья и производство подготовительных работ по срезке моста;

Т₇ - затраты времени на срезку моста.

По аналогичной программе необходимо исследовать смеси цементного раствора с буровым в соотношении 3:1, 1:1, 1:3 при установке цементных мостов в скважинах с высокими температурой и давлением.

Успешность установки цементного моста в значительной степени зависит от точного соблюдения подобранной в лаборатории рецептуры при приготовлении цементного раствора. Здесь главные условия - выдерживание подобранного содержания химических реагентов в жидкости затворения и водоцементного отношения.

17. Изоляция сквозных дефектов в технических эксплуатационных колоннах. Рекомендуемые технологии

Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20--30 м ниже дефекта.

При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

При приемистости дефекта колонны более 3 м³/(ч * МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

При приемистости 0,5 м³/(ч * МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы.

При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

Определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.

Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

Оценка качества работы:

При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;

качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

Установка стальных пластырей

Пластырь из тонкостенной трубы ст10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

Предусматривается следующая последовательность операций:

После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.

При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

геофизическими методами -- интервал нарушения;

поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера -- размеры нарушения с точностью ±1 м;

боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ

Производят шаблонирование обсадной колонны:

в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости -- удлиненные сварные.

Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.