Технологии и тампонажные материалы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИйСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНОЛОГИИ

ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Курс лекций и практических занятий для повышения квалификации

специалистов и ИТР по направлению «Нефтегазовое дело»

Тюмень

2006

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИйСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

КЛЕЩЕНКО ИВАН ИВАНОВИЧ

Зозуля Григорий Павлович

МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНОЛОГИИ

ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Курс лекций и практических занятий для повышения квалификации

специалистов и ИТР по направлению «Нефтегазовое дело»

Тюмень

200 6

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

Составители: Клещенко Иван Иванович – д.г.-м.н., с.н.с.;

Зозуля Григорий Павлович – д.т.н., профессор

2006

Содержание

Часть 1 Материалы и технологии для ремонта скважин......................... 4

1	Технологии и тампонажные материалы при проведении РИР в скважинах. Основные виды водопритоков в скважинах...................................................................................................................................	5
2	Выбор стандартных технологий и технологических схем проведения РИР и тампонажных материалов при РИР...........................................................................................................................	8
3	Краткая характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах.............................................................................................................................	13
4	Селективные методы изоляции водопритоков при РИР...........................................................................................................................	24
5	Характеристика растворов и материалов, применяемых при газоизоляционных работах.............................................................................................................................	30
6	Основные требования, предъявляемые к водогазоизолирующим композициям и направления совершенствования водогазоизоляционных работ...................................................................................................................................	32
7	Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние и подошвенные воды)........................................................................................................................	35
8	Изоляция (отклонение) обводненных перфорированных пластов (в том числе при переходе вниз или вверх).......................................................................................................................	40
9	Изоляция водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта (нагнетаемые и контурные воды)........................................................................................................................	44
10	Технология РИР и выбор тампонажного материала при наращивании цементного кольца за обсадной колонной............................................................................................................................	47
11	Выбор технологии и тампонажного материала для восстановления герметичности колонны.......................................................................................................................	57
12	Изоляция сквозных дефектов в эксплуатационной колонне........................................................................................................................	59
13	Классификация тампонажных материалов и композиций, рекомендуемых для РИР...........................................................................................................................	61
14	Тампонажные составы на минеральной основе с добавками органоаэросилов, полимеров, латекса и асбеста.............................................................................................................................	63
15	Гелеобразующие тампонажные составы........................................................................................................................	66

Часть 2 Практические расчеты при ремонте скважин.............................. 67

1	Расчеты при проверке скважины на приемистость...................................................................................................................................	68
2	Расчет цементирования скважины при РИР...........................................................................................................................	70
3	Основы расчета колонн заливочных труб..........................................................................................................................	73
4	Определение глубины установки конца заливочных труб при цементировании скважин под давлением через отверстия фильтра или дефект в колонне...................................................................................................................................	75
5	Основы расчета цементирования скважин под давлением.........................................................................................................................	76
6	Основы расчета установки пакеров и якорей............................................................................................................................	79
7	Основы расчета по определению гидравлических сопротивлений в процессе цементирования скважин при РИР...........................................................................................................................	82
8	Основы расчета цементирования скважин нефтецементным раствором...........................................................................................................................	84
9	Основы расчета цементирования скважин пеноцементным раствором...........................................................................................................................	87
10	Цементирование скважин тампонажными смесями..........................................................................................................................	90
11	Определение нагрузок, действующих на колонну при цементировании (основы расчета).........................................................................................................................	91
12	Ограничение поступления песка в скважину.........................................................................................................................	93
13	Методы интенсификации притоков углеводородов............................................................................................................................	96
14	Применение колтюбинговых установок для ремонта скважин...........................................................................................................................	110
Литература........................................................................................................................		112

Часть I

Материалы и технологии

Для ремонта скважин

Технологии и тампонажные материалы

При проведении РИР в скважинах.

Виды водопритоков

Вид водопритока, его характер определяется геологическим строением нефтегазового месторождения, неоднородностью продуктивного пласта, наличием подошвенных и контурных вод в разрезе месторождения (скважины) близким расположением к продуктивному пласту водонасыщенных пропластков (слоев), а также способом эксплуатации месторождения, который предусматривает нагнетание вод с целью поддержания пластового давления (ППД) и др.

Основные виды водопритоков графически изображены на рисунке 1.

«Нижними» или «верхними» водами, попадающими в продукцию скважин, называются пластовые воды, насыщающие пласт, который залегает выше или ниже эксплуатирующегося продуктивного пласта с наличием разобщающих слабопроницаемых пород толщиной не менее 1, 5 – 2, 0 м (рисунок 1, А, Б, Е).

Контурными водами, обводняющими продукцию скважин, называются пластовое воды, первично распологающиеся за контуром нефтяной залежи, а в процессе ее разработки подошедшие по продуктивному пласту к интервалу перфорации добывающей скважины. К этому же типу обводнения скважин могут быть отнесены нагнетаемые (заканчиваемые) воды, обводняющие продукцию нефтяных скважин при подходе к ним фронта внутриконтурного заводнения (рисунок 1, Д).

Монолитным нефтяным пластом с подошвенной водой в практике проведения РИР называется коллектор, насыщенный в кровельной части нефтью, в подошвенной – пластовой водой (без перемычки). Вода поступает по негерметичному цементному камню или «конусом».

Таблица 1 - Выбор технологических схем и тампонажных материалов при ликвидации заколонных перетоков из выше- и

нижележащих пластов

Геолого-технические условия (ГТУ),

технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1. Геолого-технические условия (значения) 1.1. Расстояние от интервала перфорации < 4 до обводненного пласта, м > 4

1.2. Приемистость объекта изоляции при нагне- 0, 6 - 1, 4 тании воды, м³/(ч МПа) 1, 4 - 2, 1

> 2, 1

1.3. Планируемая депрессия на продуктивный < 2 пласт после РИР, МПа 2 - 5 > 5

+ +

2. Технология РИР Поступление воды сверху 2.1. Тампонирование под давлением через интервал перфорации с оставлением моста и последующим его разбуриванием

+”

2.2. Временное частичное перекрытие интервала перфорации с оставлением 1 м неперекрытым, тампонирование под давлением через интервал перфорации с оставлением моста и последующим его разбуриванием

+’

Продолжение таблицы 1

Геолого-технические условия (ГТУ),

технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

2.3. Временное полное перекрытие интервала перфорации (песчаной пробкой или цементным мостом), тампонирование под давлением через спецотверстия над интервалом перфорации против плотного раздела (в «подошве» водяного пласта) с оставлением моста и последующим его разбуриванием

+”

2.4. Установка металлического пластыря на спецотверстия

Поступление воды снизу

2.5. Тампонирование под давлением через интервал перфорации без оставления моста в колонне

2.6. Тампонирование под давлением через интервал перфорации (в т.ч. с пакером через нижний интервал перфорации) с оставлением моста и последующим его разбуриванием

+’

+”

2.7. Тампонирование под давлением с пакером через спецотверстия в «кровле» нижнего водоносного пласта с оставлением моста

+”

+’

3.Тампонажные материалы 3.1. Тампонажные материалы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи

+”

2’

2”

3.3. Углеводородные цементные растворы

+”

+”'

+”

+”'

+’

+”

Окончание таблицы 1

Геолого-технические условия (ГТУ),

технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

3.4. Тампонажные составы с добавлением органоаэросилов

+’

2’

2”

+”

3.2. Тампонажный портландцемент с добавлением асбеста или другого крупнодисперсного компонента

+’

2”

+’

+”

3.5. Пеноцементные растворы

+”'

3.6. Гелеобразующие составы, (20 – 120^о С)

+”

+”'

1’

1”

1’

1”

3.7. АКОР-2, (20 – 120^о С)

+”

+’

+”

+’

+”'

3.8. АКОР-4, (20 – 120^оС)

+’

+”'

+’

3.9. «Ремонт – 1», (20 – 80^о С)

+”'

+”

+’

3.10. Суспензия гранулированного магния в нефти, (20- 100^о С)

+”'

3.11. Составы на основе ТС-10 и ТСД-9, (5 - 80^о С)

+”'

+”

+”'

Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажных материалов по таблице 1.

Исходные данные:

Скважина обводнена в результате заколонных перетоков из вышележащего пласта. Расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта – 3, 0 м; приемистость скважины при нагнетании воды в зону перетоков – 6, 0 м³/ч × Па. Планируемая депрессия на пласт после РИР – 4, 0 МПа.

Решение Данным условиям по таблице 1 соответствует вариант 4. Но возможно: в скважине с данными условиями необходимо частичное перекрытие интервала перфорации песчаной пробкой или цементным мостом с оставлением 1, 0 м интервала перфорации неперекрытым (может быть применен метод тампонирования через весь интервал перфорации).

Тампонирование под давлением необходимо проводить с оставлением тампонажного моста; в качестве тампонажных материалов рекомендуется использовать гелеобразующие составы с последующим докреплением тампонажным портландцементом. Также могут быть использованы составы АКОР-2, РЕМОНТ-1 и составы на основе смол ТС-10, ТС-9 и др.

Таблица 2- Выбор технологических схем и тампонажных материалов при ограничении притока

подошвенных вод из монолитных пластов ^* (отсутствуют глинистые разделы толщиной более 0, 5 м)

Геолого-технические условия (ГТУ), технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7 1. Геолого-технические условия (значения) 1.1.Удаленность интервала перфорации от < 1.5 «зеркала»водонефтяного раздела, м 1, 5-4 + + + + + + + 1.2.Приемистость объекта изоляции 0, 6-1, 25 при нагнетании воды, м³/(ч МПа) 1, 25-2, 1 > 2, 1 + + + + + + + + + 1.3.Планируемая депрессия на продуктивный < 8

пласт после РИР, МПа > 8 + + + + + + + + + 2. Технология РИР 2.1.Тампонирование под давлением через интервал перфорации с использованием фильтрующихся составов без оставления в эксплуатационной колонне + + + 2.2.Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докреплением цементным раствором с оставлением моста, последующим его разбуриванием без изменения интервала перфорации + + + 2.3.Тампонирование под давлением через интервал перфора- ции фильтрующимся составом с одновременным докреплением цементным раствором с оставлением моста и сокращением (изменением) интервала перфорации + +

Окончание таблицы 2

Геолого-технические условия (ГТУ), технология РИР, материалы	Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов
	1	2	3	4	5	6	7
3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи, в т.ч. органоаэросилами			2	2	2	2	2
3.2.Гелеобразующие составы			+		1		1
3.3.Нефтесернокислотные смеси		+	1		1		1
3.4.Разбавленные растворы полимеров (гипана, ПАА)	+			1
3.5.Растворы силиката натрия или гипана с силикатом натрия	+	+	1	1	1	1	1
^* При наличии перемычек толщиной свыше 0, 5 м и удаленности интервала перфорации от водонефтяного раздела более чем на 4 м (таблица 1).

8 Изоляция (отключение) обводненных

перфорированных пластов

(в том числе при переходе вниз или вверх)

Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:

· расстояние до ближайшего перфорированного пласта;

· приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

· планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР.

После отключения обводненного пласта скважина, как правило, продолжает работать по другому эксплуатационному объекту, поэтому восстановленная крепь скважины должна отвечать требованиям герметичности колонны и заколонного пространства.

При отключении пластов, расположенных ниже нефтенасыщенных горизонтов на расстоянии более 4 м, а также при отключении нижней части продуктивного пласта (при наличии пропластков слабопроницаемых пород толщиной более 1, 5 – 2, 0 м) возможно перекрытие отключаемого объекта путем наращивания цементного стакана в колонне.

При расстоянии до вышележащего продуктивного пласта менее 4 м и депрессии после РИР более 2 МПа необходимо использовать в качестве первой порции фильтрующиеся тампонажные составы (ГТМ-3, ТС-10, ТСД-9, АКОР и др.). Закачку фильтрующихся составов производить с применением пакера и регулированием сроков загустевания для предотвращения прихвата инструмента. Для этих работ рекомендуется использовать пакеры-отсекатели.

При отключении пластов, расположенных выше эксплуатируемых горизонтов, последние предварительно перекрываются песчаной пробкой, цементным мостом или пакерующими устройствами.

Для отключения верхнего или промежуточного пласта, как правило, необходимо использовать фильтрующиеся полимерные составы. Их объемы рекомендуется рассчитывать из условий формирования тампонажного экрана в отключаемом пласте радиусом не менее 1 м. В качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого в пласт вслед за полимерным составом, следует использовать цементный раствор или другой тампонажный раствор на минеральной основе.

В скважинах, где тампонирование под давлением не обеспечивает качественного отключения пластов, необходимо осуществлять спуск и цементирование «летучек» («потайных» колонн) или установку металлических пластырей. Область применения пластырей ограничивается депрессией на пласт после РИР не более 8 МПа.

При низкой приемистости отключаемого пласта, а также при наличии зоны между интервалами перфорации 4 м и более, закачку тампонажных составов производить с применением пакера.

В зависимости от геологических и технологических условий в зоне отключаемого пласта, ожидаемой депрессии при эксплуатации и других показателях рекомендуемые тампонажные составы для изоляции обводненных перфорированных пластов регламентированы в таблице 3.

При отключении пластов со значительным интервалом перфорации (более 10 – 15 м), характеризующихся проницаемостной неоднородностью по толщине, кроме приведенных в таблице вариантов последовательной закачки фильтрующегося полимерного состава и цементного раствора, вместо последнего допускается закачивать повторно полимерный состав до полного отключения пласта. В первом случае для догерметизации отключенного пласта следует применять фильтрующиеся составы на основе ТС-10, ТСД-9, ГТМ-3 и АКОР-2.

Пример выбора технологической схемы и тампонажного материала по таблице 3: в скважине обводнен верхний пласт. После перекрытия нижнего перфорированного пласта установлена приемистость отключаемого объекта 1, 6 м³/(ч МПа). Планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР 4, 5 МПа. Данным условиям соответствует вариант 5. В скважине с указанными условиями для отключения пласта необходимо использовать два тампонажных состава. Предпочтительно произвести закачку составов последовательно за одну операцию. Первым составом является гелеобразующий состав или другой фильтрующийся состав (АКОР-2, ТТМ-3, ТС-10 или нефтесернокислотные смеси), вторым составом является цементный раствор с добавками понизителей водоотдачи или органоаэросилов.

Таблица 3 - Выбор технологических схем и тампонажных материалов при отключении верхних и промежуточных

обводненных пластов

Геолого-технические условия (ГТУ), технология РИР, тампонажные материалы	Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов
	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. Геолого-технические условия 1.1.Приемистость объекта изоляции при нагнетании 0, 6-1, 4 воды, м³/(ч МПа) 1, 4-2, 1 > 2.1	+	+	+	+	+	+	+	+	+
1.2.Планируемая депрессия на продуктивный < 2 пласт после РИР 2-5 > 5	+	+	+	+	+	+	+	+	+
2. Технология РИР 2.1. Тампонирование под давлением с продавкой состава в пласт без оставления в колонне			1”		1	1		1	1
2.2.Тампонирование под давлением с оставлением моста и после- дующим его разбуриванием	+	+	+’	+	2	2	+	2	2
2.3.Порядок работ при использовании двух тампонажных составов: последовательное закачивание за одну операцию; раздельное закачивание с оставлением на ожидание затвердевания состава					+’ +”	+’ +”	+	+’ +”	+
2.4.Установка металлических пластырей или «летучек»			2”			3			3

Окончание таблицы 3.

Геолого-технические условия (ГТУ), технология РИР, тампонажные материалы	Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов
	1	2	3	4	5	6	7	8	9
3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные материалы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи	+”’			+’	2’	2”	2”	1”	2”
3.2. Тампонажный портландцемент с добавлением асбеста или другого крупнодисперсного компонента							+”	1”	2”
3.3. Тампонажные составы с добавлением органоаэросилов	+”	+”’		+’	2”	2”	2”	1”	2”
3.4. Гелеобразующие составы (см. табл. П.3.1)			+”		1’	1’	1”		1’
3.5. АКОР-2; ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ	+”	+”	+”	+”	1”	1”	1”	2	1”
3.6. Составы на основе ТС-10 и ТСД-9	+’	+’	+’	+”	1’”	1’”		2
3.7. ГТМ-3	+”	+”	+”	+”	1’”	1’”		2	1’”
3.8. Нефтесернокислотные смеси				+”	1”	1”	1”	+	1’”

9 Изоляция водопритоков в перфорированном

интервале продуктивного пласта

(нагнетаемые и контурные воды)

Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:

приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;

обводненность продукции скважины до РИР.

В зависимости от характера неоднородности продуктивного пласта контурные и нагнетаемые воды могут обводнять наиболее проницаемые интервалы и пропластки перфорированной части пласта.

Опыт РИР в скважинах показывает, что в настоящее время отсутствуют надежные методы и материалы долговечной изоляции прорыва контурных и нагнетаемых вод в условиях отсутствия расчленяющих продуктивный горизонт слабопроницаемых пропластков.

Выбор тампонажных материалов для изоляции водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта в зависимости от геолого-технических условий регламентированы в таблице 4.

Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала по таблице 4: в скважине установлен прорыв нагнетаемых вод в интервале перфорации продуктивного пласта. Обводненность продукции – 96 %. Приемистость объекта изоляции 1, 6 м³/(ч× МПа). Планируемая депрессия после РИР – 5 МПа. Данным условиям соответствует вариант 9. В скважине с указанными условиями проводится тампонирование под давлением без пакера с оставлением моста в колонне и последующим его разбуриванием. В качестве тампонажных составов могут быть использованы гелеобразующие составы, АКОР-2, Продукт 119-204, ТС-10 (ТСД-9) или нефтесернокислотные смеси.

Таблица 4 - Выбор технологических схем и тампонажных материалов при изоляции водопритоков в перфорированном

интервале продуктивного пласта

Геолого-технические условия (ГТУ),

технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1. Геолого-технические условия 1.1Приемистость объекта изоляции при 0, 6-1, 4 нагнетании воды, м³/(ч МПа) 1, 4-2, 1 > 2.1 + + + + + + + + + + + + + + + 1.2.Планируемая депрессия на продуктив- < 2 ный пласт после РИР, МПа 2-8 > 8 + + + + + + + + + + + + + + + 1.3.Обводненность продукции сква- 95-100

жины до РИР, % 70-95 + + + + + + + + + + + + + + + + + + 2. Технология РИР 2.1.Тампонирование под давлением с оставлением моста в колонне, последующим разбуриванием до требуемой глубины и проведением выборочной перфорации; без пакера; с пакером +” +” + + + + + + + + + + + + + 2.2.Тампонирование под давлением без остав-ления моста в колонне в интервале изоляции: без пакера с пакером +’ +’ + +

Окончание таблицы 4

Геолого-технические условия (ГТУ),

технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи +” +” +” +” 2” 2” 2’ 2’ 3.2.Тампонажные составы на минеральной основе с добавлением асбеста или органоаэросилов +” +” 2’ 3.3.Углеводородные цементные растворы +” +” +” +”' 3.4.Гелеобразующие составы

+’ +” +’ +” 1” 1” +’ 1’ 1’ 3.5.АКОР-2 +’ + +” +’ +” +’ +’ +’ +” 3.6.АКОР-4 +’ +’ +’ +’ 3.7.Суспензия гранулированного магния в нефти +”' +”' 3.8.Составы на основе ТС-10, ТСД-9 +^’” +^’” +” +^’” +^’” +^’” 3.9.Нефтесернокислотные смеси +^’” +^’” +^’” 3.10.Продукт 119-204 (см. приложение 4) +” +” +” +” +” +” +” +’’

ЗА ОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ

Цели РИР при наращивании цементного кольца:

- ликвидация или предупреждение перетоков пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству;

- защита обсадной колонны от коррозии агрессивными пластовыми флюидами;

- заполнение заколонного пространства тампонажным материалом в зоне дефекта обсадной колонны или в интервалах, которые подлежат эксплуатации продуктивных пластов.

Способ цементирования выбирается после изучения материалов по строительству, эксплуатации и ремонту скважин и проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований.

Исходными данными для выбора тампонажного материала и технологии РИР являются:

- конструкция скважины;

- наличие осложнений в незацементированном интервале ствола в процессе бурения скважин (поглощения, обвалы, сальникообразование, затяжки инструмента и др.);

- характеристика пластов, - в незацементированном интервале;

- характеристика бурового раствора при спуске обсадной колонны;

- данные инклинометрии, профилеметрии и ковернометрии ствола в незацементированном интервале;

- сведения о РИР в незацементированном интервале обсадной колонны.

Тампонажный раствор закачивают в заколонное пространство через специальные отверстия в колонне (прямое цементирование) или непосредственно в заколонное пространство (обратное цементирование) – через устье скважины.

С целью уточнения местоположения верхней границы наращиваемого цементного кольца, проводятся ГИС, которые выявляют состояние кольца, наличие закупоривающих пробок в заколонном пространстве, позволяют выявить поглощающие зоны в незацементированном интервале ствола при закачке промывочной жидкости в заколонное пространство с устья скважины или через специальные отверстия в колонне.

Обратное цементирование без прострела отверстий в колонне применяется в следующих случаях:

- при наличии поглощения при закачке жидкости в заколонное пространство;

- когда глубина поглощающей зоны находится над уровнем наращиваемого цементного кольца не более чем на 100 м.

Как правило спецотверстия при РИР по наращиванию цементного кольца простреливаются в количестве 5 – 10 штук в обсадной колонне на расстоянии 25 – 50 м над наращиваемым цементным кольцом в зоне залегания плотных разделов.

Рекомендации по использованию различных тампонажных материалов

по наращиванию цементного кольца

1. Если отсутствуют поглощения, то применяется цементный раствор нормальной плотности с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов, пластификаторов (КМЦ, ГКЖ, СаСl₂ и др.).

2. Если имеются поглощения (> 2 м³/ч МПа), то снижают приемистость скважины, используя глинистые растворы с наполнителем или применяются облегченные цементные растворы (тампонажные растворы). В качестве наполнителей используется асбест, опилки, резиновая крошка, ореховая скорлупа и т.д.

Наполнители не должны содержать крупных частиц которые могут зокупоривать спецотверстия. Количество наполнителя – до 10, 0 %.

Если обсадная колонна негерметична по резьбовому соединению, то рекомендуется полимер-тампонажный материал (РЕМОНТ-1), фильтрат которого проникает в резьбовые соединения и там отверждается, а также состав на основе неорганических полимеров (жидкое стекло + гексофторат натрия).

В условиях поглощения могут использоваться также смолы – ТС-10, ГТМ.

Ремонтно-изоляционная композиция на основе неорганических полимеров

Авторами данной работы разработан состав и технология для ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах на основе неорганических полимеров (патент № 2242606).

Задачей являлась разработка состава и технологии для ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, обеспечивающих ликвидацию водопритоков, качественную изоляцию пластовых вод и закрепление ПЗП обводившихся скважин.

Состав для ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий в качестве дисперсионной среды жидкое стекло Na₂SiO₃, дополнительно, в качестве дисперсной фазы, содержит кремнефтористый натрий - Na₂SiF₆ и наполнитель – гашеную известь Са(OH)₂.

Жидкое стекло (силикат натрия - Na₂SiO₃), ГОСТ 13078-81, получают из силикат-глыбы обработкой паром в автоклавах, является неорганическим полимером. Плотность Na₂SiO₃ составляет 1280-1400 кг/м³, модуль стекла (n) – 2, 44.

Кремнефтористый натрий (гексафторосиликат натрия - Na₂SiF₆), ТУ 113-08-587-86, служит для образования высокополимерного нерастворимого кремнегеля.

Гашеная известь Са(OH)₂ – наполнитель, служит для придания вяжущих свойств составу, прочности образующемуся камню и усиления закрепляющего эффекта.

Щелочность жидкостекольной смеси, усиленная добавкой наполнителя – гашеной извести Са(OH)₂, обеспечивает ей хорошие адгезионные характеристики.

Исследование заключалось в определении возможности использования данных реагентов для получения гелеобразного (твердого), закупоривающего поровое пространство коллектора материала и его, коллектора, закрепления.

В экспериментах процент содержания кремнефтористого натрия Na₂SiF₆ в жидком стекле варьировали от 9, 0 % до 12, 0 %, а наполнителя - гашеной извести Са(OH)₂ - от 1, 0 % до 2, 0 %.

Для изучения водоизолирующей и закрепляющей способности при дальнейших исследованиях был взят следующий состав, % вес.:

- жидкое стекло Na₂SiO_{3...................................................................................................} 88, 1;

- кремнефтористый натрий Na₂SiF₆....................................................... 10, 6;

- гашеная известь Са(OH)₂...................................................................... 1, 3.

Исследование водоизолирующей способности проводили на модернизированной установке УИПК-1М в условиях, приближенных к пластовым. Для экспериментов готовили искусственные керны. Эксперименты проводили в определенной последовательности.

1. Подготовка искусственного керна (просеивание песка через сита определенных размеров, сжатие образца расчетным давлением, высушивание при t=105 ⁰С).

2. Насыщение образца моделью пластовой воды (С=16 г/л).

3. Прокачка на установке УИПК-1М через керн, в условиях, приближенных к пластовым, модели пластовой воды в количестве нескольких объемов порового пространства образца (до стабилизации расхода) с замером проницаемости по воде по формуле:

где К - проницаемость, мд;

h - пересчетный коэффициент для каждого керна, доли;

Q - расход, мл;

DР - перепад давления, кгс/см².

4. Закачка в керн через УИПК-1М ремонтно-изоляционного (закрепляющего) состава на основе жидкого стекла Na₂SiO₃, кремнефтористого натрия Na₂SiF₆ и гашеной извести Са(OH)₂ в заданном процентном соотношении и выдержка на реакции в течение 24 – 36 ч.

5. Определение проницаемости по воде после обработки керна ремонтно-водоизоляционным (закрепляющим) составом.

Результаты сведены в таблицу 5

Состав № 3 был испытан на одноосное сжатие и разрушение. В нормальных условиях образец из отмытого и просушенного при t=105 ⁰С песка фракции 0, 4 – 0, 5 мм (по объему 70, 0 %) был смешан с ремонтно-изоляционной (закрепляющей) композицией (по объему 30, 0 %) и оставлен на 36 часов на прохождение реакции полимеризации и затвердевания.

Затем этот образец с площадью 7, 0 см² и толщиной 1, 0 см был подвергнут одноосному сжатию давлением.

При давлении 5, 0 МПа в образце появились трещины, а при давлении 7, 0 МПа образец разрушился.

Таблица 5 - Изменение относительной проницаемости кернов после обработки

составом на основе жидкого стекла,

кремнефтористого натрия и гашеной извести

№№ образца, состава	Состав рабочего раствора, % вес.	Проницаемость по воде, мкм²× 10^-3		Коэффициент закупорки, , доли
		до обработки, К₁	после обработки, К₂
1	2	3	4	5
1	Na₂SiO₃ - 90, 0;	490, 3	53, 9	0, 89
	Na₂SiF₆- 9, 0;
	[Са(OH)₂] - 1, 0
2	Na₂SiO₃ - 89, 0;	513, 7	46, 2	0, 90
	Na₂SiF₆- 9, 0;
	[Са(OH)₂] - 2, 0
3	Na₂SiO₃ - 88, 1;	388, 0	0	полная закупорка
	Na₂SiF₆- 10, 6;
	[Са(OH)₂] - 1, 3
4	Na₂SiO₃ - 86, 5;	560, 1	0	полная закупорка
	Na₂SiF₆- 12, 0;
	[Са(OH)₂] - 1, 5

Приготовление ремонтно-изоляционного (закрепляющего) состава и технология работ на скважине заключается в следующем.

Сначала в чанке агрегата ЦА-320 путем тщательного перемешивания готовят смесь жидкого стекла Na₂SiO₃ и кремнефтористого натрия Na₂SiF₆. Перемешивание осуществляют в течение 15 – 20 мин.

Затем в приготовленную смесь добавляют расчетное количество гашеной извести Са(OH)₂ и состав также тщательно перемешивается в течение 15 – 20 мин. Приготовление состава должно осуществляться при положительной температуре (10, 0 – 30, 0 ⁰С).

В течение 3 ч состав представляет собой подвижную систему. Через 12 ч начинает твердеть и через 24 – 36 ч превращается в твердое вещество.

Скважину, в которую через перфорационные отверстия поступает вода и частицы породы-коллектора (песок) останавливают.

После глушения и промывки скважины через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до верхних отверстий интервала перфорации, прямой циркуляцией проводят закачку ремонтно-изоляционного (закрепляющего) состава.

Состав доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают состав в пласт. По окончании продавки проводят обратную промывку с расчетным противодавлением в количестве 1, 5 – 2, 0 объемов НКТ, скважину закрывают и выдерживают под давлением для прохождения реакции полимеризации водоизолирующих компонентов в течение 24 – 36 ч. По истечении указанного срока скважину осваивают.

Расход ремонтно-изоляционной (закрепляющей) композиции составляет 0, 5 – 1, 0 м³ на 1 м эффективной водонасыщенной толщины пласта.

Для ликвидации водоперетоков (наращивание цементного кольца) ремонтно-изоляционная композиция берется по расчету.

Предлагаемый состав для ремонтно-водоизоляционных работ прост в приготовлении, технологичен. Используемые материалы являются доступными, не дорогими, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве.

Порядок выбора технологии РИР представлен в таблице 6 и на рисунке 2.

Как следует из таблицы, выбор технологии РИР и типа тампонажного материала определяется интенсивностью поглощения, расположением зоны поглощения относительно головы цементного кольца, наличием и расположением дефекта в обсадной колонне.

Количество тампонажного материала определяется объемом заколонного пространства (заполняемого) и данными кавернометрии и профилеметрии ствола, а также исходя из опыта аналогичных работ.

Для очистки ствола скважины от обрушевшейся породы, остатков бурового раствора, а также удаления фильтрационной корки с проницаемых пород и очистки дефектов колонны от смазочных масел используют моющиеся жидкости: вода+ПАВ (сульфанол, дисольван и др.).

Для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буровым раствором или другими технологическими жидкостями, применяются гелеобразующие составы, получаемые на основе водных растворов ПАА. При этом тип и количество буферной жидкости регламентируются РД. При прямом цементировании оставляют цементный мост над спецотверстиями, высотой до 10 м.

Таблица 6 - Выбор технологических схем и тампонажных материалов при наращивании цементного кольца за колонной

Геолого-технические условия (ГТУ), технология проведения работ, тампонажные материалы	Варианты совокупности (ГТУ), технологии и материалов
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.Геолого-технические условия (индекс схемы по рис. 3.2) 1.1.Характер циркуляции (интенсивность поглощения): частичная циркуляция (поглощение средней интенсивности); нет циркуляции (полное поглощение)	а +	а +	б +	б +	в +	в +	г +	д +	д +	е +	е +
1.2.Состояние обсадной колонны: герметична; негерметична выше зоны поглощения; негерметична ниже зоны поглощения	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
1.3.Положение поглощающего пласта над цементным кольцом: до 100 м; выше 100 м	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
2. Технология РИР 2.1.Прострел спецотверстий: над зоной поглощения; над цементным кольцом, но ниже зоны поглощения	+	+	+	+			2			1	1
2.2.Снижение интенсивности поглощения	1	1	1	1	1	1	2	1	1	2	2
2.3.Прямое цементирование по НКТ	2	2	2	2	2	2	1	+	+	1, 2	1

Продолжение таблицы 6

Геолого-технические условия (ГТУ), технология проведения работ, тампонажные материалы

Варианты совокупности (ГТУ), технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 3. Тампонажные материалы 3.1.Растворы для снижения интенсивности поглощения: глинистый раствор с добавкой асбеста до 2-5%, геле- образующие составы; глинистый раствор с добавкой асбеста 2-5% и др. на- полнителей до 5-10 %, гелеобразующие составы с до- бавкой напонителей до 5 % 1 1 1 1 1 1 2 1 1 2 2 3.2.Портландцементные растворы с понизителями водо- отдачи:

нормальной плотности; облегченные (в т.ч. аэросилсодержащие, см. табл. П.2.1) с наполнителями 2 2’ 2 2” 2 2 2” 2’ 1 2 2’ 2’ 2” 2’ 1 2’ 1 2 3.3.Полимерные тампонажные составы: «Ремонт-1»; ТСД-9; ГТМ; ПВС+ГКЖ, Na₂SiO₃ + Na₂SiF₆ + + гашеная известь. 2” 2’” 2” 2’”

После ОЗЦ и разбуривания цементного моста в зоне спецотверстий оценивают качество изоляционных работ по материалам ГИС и гидродинамических исследований.

Если эксплуатационная колонна в зоне спецотверстий оказалась негерметичной, то проводят дополнительные работы с установкой металлического пластыря или тампонажные работы по восстановлению герметичности колонны.

Основные способы изоляции

1. Скользящее тампонирование

2. Тампонирование с оставлением моста

3. Установка полимерного тампона в затрубном пространстве для демонтажа устьевого оборудования.

Наиболее эффективен метод тампонирования с оставлением цементного моста (эффективность 95 – 100 %), в то время как эффективность скользящего тампонирования – 70 – 85 %.

Наиболее простыми являются методы установки полимерного гелеобразного пакера в затрубном пространстве и метод продавливания тампонажного состава рабочим газом в газлифтных скважинах. Однако длительность эффекта в этих случаях – не более 1 года, так как под влиянием температуры и давления происходит деструкция - разрушение геля.

Изоляция сквозных дефектов

В эксплуатационной колонне

Дефекты – нарушения в виде продольных трещин, длиной до нескольких метров, раковины в металле, отверстия при ошибочной, или преднамеренной перфорации.

Требования к герметичности колонны определяются лимитированным давлением опрессовки (Р_опр.) для данного типоразмера труб и данного месторождения (нефтяное, газовое и др.).

Глубину негерметичности (местоположение дефекта) устанавливают замерами термометром (термометрия), расходомером, резистивиметром и при продавке по колонне цементировочной пробки.

При приемистости дефекта обсадной колонны более 2 м³/час × МПа используют метод намывки наполнителей или закачку тампонажных материалов, регламентированных для каждого конкретного случая.

Например, составы на основе смол (ТС-9) применяют со сроками схватывания, которые достаточны лишь для закачивания в скважину и продавливания в место дефекта.

Если приемистость дефекта по воде составляет менее 0, 6 м³/час× МПа, то при тампонировании используют хорошо фильтрующиеся ПТМ.

Рекомендуемые типы тампонажных материалов при изоляции сквозных дефектов и технологии их применения, зависят от геолого-технических характеристик и состояния скважины, и регламентируются соответствующими РД.

Метод отвинчивания и замены нарушенной части эксплуатационной колонны применяется в условиях расположения нарушения колонны в незацементированной ее части и при отсутствии цементных «сальников» и незначительной кривизне ствола скважины выше интервала нарушения.

Во всех случаях первым этапом ремонта эксплуатационной колонны является проверка отсутствия цементных «сальников» выше интервала нарушения созданием циркуляции, а дальнейшие работы ведут по одной из следующих схем.

Первая схема. После отключения продуктивных пластов для прекращения излива пластовой жидкости одним из существующих способов (установка цементного моста, применение пакера) в скважину спускают на левом инструменте труболовку определенной конструкции и устанавливают ее на 20 – 40 м и ниже нарушения эксплуатационной колонны.

Затем обсадную колонну (ЭК) разгружают на вес, который равен весу ЭК до глубины установки труболовки и весу колонны бурильных труб, на которых спущена труболовка.

Затем отвинчивают ЭК вращением бурильных труб с использованием универсальных ключей (типа БУ) и ротора.

Момент отворота фиксируют визуально по индикатору веса. Во избежание нарушения резьбы ЭК сразу после отвинчивания ее приподнимают вместе с колонной бурильных труб.

Выбраковку дефектных труб выполняют визуально и опрессовкой каждой трубы при Р = 15 – 20 МПа (и более).

При стыковке ЭК (поднятой) с трубами, оставшимися в скважине, на конец первой спускаемой трубы наворачивается направляющаяся воронка.

Вторая схема. В скважину спускают НКТ с пакером типа ПШ или ПВМ, который устанавливают на 10 – 20 м ниже нарушения ЭК. Производится завинчивание ЭК с помощью универсальных ключей, типа БУ и ротора до момента поворота НКТ. Затем отвинчивают и приподнимают ЭК с фиксированием положения НКТ.

В ряде случаев отвинчивание ЭК производится без предварительного ее закрепления, при этом ЭК разгружается на вес, равный весу ЭК несколько ниже интервала нарушения.

В случае отвинчивания ЭК выше интервала нарушения, производится доворот ЭК и последующие работы проводят по первой схеме.

Работы по отвороту и замене нарушенной части ЭК производят на глубинах до 400 м и более.

С целью увеличения продолжительности эксплуатации обсадной колонны и сохранения ее герметичности, замену извлеченной части ЭК рекомендуется производить полностью.

Латекса и асбеста

Требования безопасности

Работы с органоаэросилами должны выполняться в спецодежде, спецобуви и в предохранительных приспособлениях для органов дыхания (респиратор) в соответствии с действующими типовыми и отраслевыми нормами. Класс опасности - III.

ЧАСТЬ II

ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

ИЛИ ДЕФЕКТ В КОЛОННЕ

Задача: Определить глубину установки конца заливочных труб при цементировании скважин под давлением через отверстия фильтра, расположенные на глубине 1830 – 1841 м, если скважина заполнена буровым раствором плотностью r =1240 кг/м³ (рисунок 4).

Решение: Глубина установки конца заливочных труб определяется по формуле:

где: H₂ – расстояние от устья скважины до верхних отверстий фильтра, м;

l₁=H₁ - H₂ – интервал отверстий фильтра;

r _ц.р. – плотность цементного раствора, кг/м³;

r _ж. – плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м³.

Н₃= 1830 – 11 (1840/1240) = 1830 – 16 = 1814 м.

Практически: конец заливочных труб устанавливается на 10 – 20 м выше верхних отверстий фильтра или дефекта в колонне.

l₂

l₁

1830 м

1841м

Н₁

Н₂

Н₃

Рисунок 4 – Схема для определения установки конца заливочных труб

Под давлением

Задача: Произвести расчет цементирования скважины под давлением при следующих исходных данных:

- Н_скв= 2450 м;

- d_э.к. = 168 мм;

- Q_прием= 0, 3 м³/мин.

В скважину спущена колонна заливочных труб диаметром 73х89 мм на глубину Н=2400 м, в т.ч. трубы диаметром 73 мм - на глубину 1600 м; трубы диаметром 89 мм - на глубину 800 м. Средняя температура по стволу скважины t_ср=+10 °С

Решение:

1) t_заб= t_ср+ (0, 01¸ 0, 025) × Н = 10 + 0, 025 × 2450 = 71, 3 °С.

2) Допустимое время цементирования:

Т_доп= 0, 75 × Т_затв. = 0, 75 × 105 = 79 мин.

3) Объем колонны заливочных труб:

где: d _В1 и d _В2 – соответственно внутренний диаметр НКТ 73 мм и 89 мм, м;

h ₁ и h ₂ – соответственно длина секции колонны заливочных труб

диаметром 73 мм и 89 мм;

D – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, D = 1, 01 – 1, 10.

V = 1, 02 × 0, 785 × (0, 062² × 1600 + 0, 076² × 800) = 8, 6 м³.

Объем заливочных труб можно определить и по номограмме (рисунок 2).

Так, для НКТ диаметром 73 мм и длиной 1600 м, V= 4, 9 м³ и для НКТ диаметром 89 мм, длиной 800 м, V= 3, 7 м³,

V_S = 4, 9 + 3, 7 = 8, 6 м³.

4) Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М на V скорости при диаметре втулок 115 мм:

5) Время вымыва излишнего тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320М на IV скорости:

6) Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт:

Т=Т_{доп.вр.цем.} – (Т_зап + Т_в +Т_о) = 79 – (9 + 14 + 17) = 49 мин,

где: Т_о – время на подготовительные и заключительные работы при затворении

цемента (5 – 10 мин)

V _{там.р-ра} = 0, 3 × 49 = 14, 7 м³ (0, 3 – приемистость)

Однако раствор, исходя из приемистости, закачивают в несколько приемов.

а) принимает V _{там.р-ра} = 7 м³.

7) Определим плотность тампонажного раствора по формуле:

где: m – жидкостно-цементное соотношение m = 0, 4 – 0, 5

r _ц, r _ж – соответственно плотность тампонажного цемента и жидкости

затворения

8) Количество сухого цемента, необходимого для приготовления 7 м³ раствора, определяется по формуле:

т.

9) Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении:

где: К₁ – коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала (при использовании цементно-смесительных машин К=1, 01, при затворении вручную К=1, 05-1, 15).

G ₁ = 1, 01× 8, 6 = 8, 7 т; G ¢ ₁= (1, 05× 8, 6) = 9, 3 т

10) Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного раствора:

где: К₂ – коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении

(К₂=1, 05-1, 10).

м³.

Скважин при РИР

В процессе цементирования важно знать возникающие гидравлические сопротивления, чтобы правильно выбрать тип и число цементировочных агрегатов.

Задача: Определить давление на выкиде насоса ЦА-320М при закачке и продавливании тампонажного раствора в пласт при следующих данных:

Н=3850 м;

d_эк=168 мм;

d_т.ст.=9 мм;

d_НКТ=89 и 73 мм, спущена на глубину 3815 м.

Длина НКТ d=89 мм – 1815 м;

Длина НКТ d=73 мм – 2000 м;

Скважина заполнена водой.

Подача ЦА-320М на III скорости при dвтулок=127 мм составляет 9, 8 дм³/сек.

Решение: Потери напора на преодоление сопротивлений при движении в начале закачки тампонажного раствора:

где: l_т1 и l_т2 – коэффициенты трения при движении;

h ₁ и h ₂ – длина спущенных в скважину заливочных труб, м;

d _В1 и d _В2 – внутренний диаметр заливочных труб, м;

v_н1 и v_н2 – скорости нисходящего потока жидкости, м/с;

g – ускорение свободного падения, м/сек².

Тогда (Н_н=801 м).

Потери напора на преодоление сопротивления при движении воды в затрубном пространстве определяются:

где: l_з₁ и l_з₂- коэффициенты трения при движении воды в затрубном

пространстве;

D _к- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d _н₁ и d _н₂ - наружный диаметр заливочных труб, м;

v _В₁и v _В₂ - скорости восходящего потока жидкости в затрубном

пространстве, м/с.

Тогда:

Полный напор на преодоление гидравлического сопротивления от нисходящего и восходящего потоков жидкости равен:

Н = Н _н +Н _в = 801, 0 + 52, 0 = 853, 0 м.

Давление на выкиде насоса:

Р_н = Н × r _ж × g /10⁶= 853 × 1000 × 9, 81 × 10^-6 = 8, 4 МПа

где: r _ж – плотность жидкости, находящейся в колонне.

При двух- и трехсекционной колонне по существующим номограммам определяется гидравлическое сопротивление для каждого диаметра труб и полученные результаты складываются.

Нефтецементным раствором

При этом способе цемент затворяют на углеводородной жидкости (нефть, дизельное топливо, керосин, конденсат). Для улучшения смешивания тампонажного цемента с углеводородной жидкостью и превращения их в однородную массу в нефтецементный раствор добавляют ПАВ (кризол, асидол, ОП-10 и др.).

Добавка ПАВ способствует сохранению подвижности раствора в течение длительного времени и облегчает замещение (вытеснение) углеводородной жидкости при контакте раствора с водой.

В скважинах, где применение нефтецементного раствора приводит к снижению дебита нефти после РИР, а также в скважинах, сильно поглощающих жидкость, применяют нефтецементнопесчаный или пеноцементный растворы.

Задача: Произвести расчет цементирования скважины нефтецементным раствором при следующих данных:

- глубина искусственного забоя L=1440 м;

- диаметр эксплуатационной колонны D_эк=168 мм;

- средняя толщина (d)стенки d=9 мм;

- глубина отверстий фильтра 1420 – 1426 м;

- диаметр НКТ d_НКТ=89 мм;

- скважина заполнена водой и испытана на поглощение.

Количество тампонажного цемента (ТЦ) для заливки принимаем равным 4 т. Цемент затворяем на дизельном топливе с r=0, 870 т/м³ с добавкой 1, 5 % ПАВ.

Решение:

1. Плотность тампонажного раствора определяем по формуле:

2. Количество дизельного топлива для затворения 4 тонн цемента определим по формуле:

м³,

где: К₂ – коэффициент потерь при затворении.

3. Объем нефтецементного раствора, приготовленного из 4 тонн цемента и 2, 4 тонны дизельного топлива, составит:

м³.

4. Объем нижней буферной пробки выбираем таким, чтобы после окончания прокачки ее внутри заливочных труб она заполнила бы затрубное пространство высотой 30 – 50 м. Этот объем определяется по формуле:

где D_B – внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

d_т – наружный диаметр НКТ, м;

h_н.п.– высота подъема нижней буферной пробки в затрубном

пространстве, м (принимается равной 30-50 м).

Тогда:

м³.

5. Глубина установки конца заливочных труб определяется по формуле:

где: Н₂ – расстояние от устья скважины до верхних отверстий интервала

перфорации, м;

l₁ – интервал отверстий фильтра, м.

Тогда:

м,

(т.е. на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации).

6. Объем продавочной жидкости находим по формуле:

где: D – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (D=0, 01-0, 10);

d_В – внутренний диаметр НКТ, м;

Н – длина НКТ, м.

Тогда:

м³.

7. Минимальный объем верхней буферной пробки, необходимый для предотвращения смешивания продавочной жидкости с нефтецементным раствором:

, м³,

где: V_c – суммарный объем закачиваемых в скважину нефтецементного и

продавочного растворов;

d_В – внутренний диаметр заливочных труб, м;

Н – глубина установки конца заливочных труб, м.

Тогда:

V_c = V_ц.р. + V _пр= 3, 6 + 6, 5 = 10, 1 м³.

м³, что соответствует высоте столба жидкости в заливочных трубах, равной 56 м. Таким образом, для приготовления раствора на нефтяной основе требуется 4 тонны тампонажного цемента; 3, 1 м³ дизельного топлива и 0, 05 м³ (ПАВ-ОП-10 или другого).

Пеноцементным раствором

При этом способе в ПЗП закачивают пеноцементный раствор, заполняющий водопроводящие каналы, образующий после твердения пеноцементный камень небольшой проницаемости.

Технологический процесс осуществляют цементированием скважины под давлением с последующим вымывом излишков пеноцементного раствора из зоны фильтра.

Задача: Произвести расчет цементирования скважины пеноцементным раствором при следующих данных:

Н_скв=1860 м; Н_{фильтра}=1836-1851 м; D_эк=168 мм; d_НКТ=114х73 мм; Р_пл=3, 6 МПа.

Приемистость (q) скважины определяем по закачке воды при Р_зак=1, 5 МПа, q=7, 0 дм³/с.

Решение:

1) При определении приемистости пласта потребное количество цемента на одну скважино-операцию в зависимости от проницаемости пласта при расходе жидкости 5-7 дм³/с составит:

Давление нагнетания, Р, МПа	0 - 2	2 - 4	4 - 6	6 - 8	> 8
Количество цемента, т	8 - 15	6 - 7	4 - 5	2, 5 – 3, 0	2, 0

2) Приведенные значения количества цемента необходимо уточнять применительно к условиям конкретных месторождений. Согласно условию задачи принимаем количество цемента G=10 т.

3) Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь равно:

G₁=К₁× G= 1, 01 × 10 = 10, 1 т.

4) Концентрацию пенообразователя (по активному веществу) принимаем равной 0, 5 – 1, 0 % от массы цемента. ПАВ добавляют в готовый раствор.

5) Плотность тампонажного раствора находим по формуле:

т/м³.

6) Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяем по формуле:

м³.

7) Объем цементного раствора, приготовленного из 10 т цемента определяем по формуле:

м³

8) Степень аэрации выбирают с таким расчетом, чтобы в пластовых условиях она составила (0, 4-1, 0)× 10Р_пл. В нашем случае:

а=0, 5 × 10× 3, 6 =18.

9) Плотность пеноцементного раствора составит:

где: r_в – плотность воздуха при нормальных условиях;

Р_о=0, 1 МПа; Т_о=20 °С.

Р_ср. – среднее давление в скважине, под которым находится в скважине

пеноцементный раствор;

Р_ср.=(Р_нач+ Р_г.ст.)/2,

где: Р_нач – давление на устье скважины при закачке цементного раствора, МПа

(1, 5 МПа);

Р_г.ст.- давление гидростатического столба жидкости на забой скважины,

МПа.

Р_г.ст.= r_ж× g × H =1000× 9, 81× 1860× 10^-6=18, 3МПа.

Тогда:

Р_ср.=(1, 5 + 18, 3)/2=9, 9 МПа.

10) Температуру на забое скважины определяем по формуле:

t_заб=t_ср+(0, 01¸ 0, 025) × Н,

где: t_ср – среднегодовая температура воздуха (принимается +10 °С).

t_заб=10 + 0, 025 × 1860 = 56 °С

Тогда:

г/см³.

11) Глубину установки конца заливочных труб находим по формуле:

м.

12) Цементный раствор закачивают на III скорости ЦА-320 при подаче насоса 7, 0 дм³/с.

13) Расход воздуха

q _в = a × q_p,

где а – степень аэрации;

q_p – подача цементировочного агрегата, м³/мин.

q _в = 1, 8 × 0, 42 = 7, 6 м³/мин

14) Объем пеноцементного раствора, закачиваемого в НКТ:

где: V_ц.р.- объем цементного (тампонажного) раствора;

V_в - объем воздуха при Р_ср, м³.

м³.

15) Объем продавочной жидкости определяем по формуле:

Принимаем длину НКТ d=114 мм равной 1200 м, а НКТ d=73 мм - 618 м. Тогда:

м³.

Как показали расчеты, объем заливочных труб (объем НКТ) больше объема пеноцементного раствора, поэтому кран затрубного пространства (задвижка) на цементировочной арматуре следует закрыть, когда весь пеноцементный раствор и часть продавочной жидкости (1, 9 м³) будут закачаны в трубы, т.е. когда пеноцементный раствор достигнет глубины на 100 м выше конца заливочных труб (глубина 1718 м).

16) Продавочный объем для заливочных труб длиной (Н-100) м составит:

где: D - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, зависящий от

количества содержащегося в ней воздуха (газа), принимается равным 1, 01-1, 10;

d_в - внутренний диаметр заливочных труб, м;

Н - глубина спуска заливочных труб.

Получаем:

м³.

17) Предельное давление Р_к в конце продавки пеноцементного раствора в пласт определяется из условия, что Р_заб в конце продавки не должно превышать более чем в 1, 5 раза гидростатическое давление Р_г.ст., т.е. из условия предотвращения ГРП. Р_заб< 1, 5 Р_г.ст..

Полагая приближенно, что Р_заб= Р_к+ Р_г.ст., подучим, что Р_к< 0, 5 Р_г.ст..

Давление на выкиде насоса ЦА в конце заливки согласно последнему условию должно быть не более 5 МПа.

Термокислотная обработка

С целью повышения производительности скважин путем очистки ПЗП от отложений парафина и смол проводят термокислотную обработку, состоящую их двух фаз:

1. Термохимическая обработка, при которой раствор НCl нагревается до 75 – 90 °С (забой тоже прогревается).

2. Обычная соляно-кислотная обработка.

В качестве хим.реагента для экзотермической реакции и повышения температуры забоя скважины используется металлический магний (Мg).

Для первой фазы обработки рекомендуется 15 %-ный раствор HCl в количестве 0, 1 м³ на 1 кг магния, который в результате реакции его с HCl выделяет 4520 Дж тепла (на 1 м³ – 10 кг Mg). Количество HCl для первой и второй фаз принимается равным (поровну).

Металлический магний используется, в основном, в виде стержней, спускаемых в реакционном наконечнике на трубах до обрабатываемого интервала с пропусканием через этот наконечник и стержни раствора HCl.

Для ремонта скважин

В мировой практике нефтегазодобычи в последние годы все большее применение находят технологии, связанные с использованием длинномерных металлических труб, иногда называемых гибкими, наматываемых на барабан.

Бурное развитие этих технологий определяется высокой экономической эффективностью и технологическими преимуществами.

В основе технологий лежит идея замены прерывистого процесса работ непрерывным.

Очевидно, что вместо чередования перемещения НКТ с остановками для их свинчивания (или развинчивания) удобнее и безопаснее безостановочно перемещать гладкую непрерывную длинномерную трубу.

Установки с БДТ заменяют подъемные установки для КРС, и даже буровые установки. Впервые колтюбинговые установки для бурения скважин были применены на месторождении Прудо-Бей на севере Аляски.

При ремонте скважин освоено в основном три технологии:

- растепление и промывка гидратно-парафиновых и песчаных пробок;

- геофизические исследования скважин;

- соляно-кислотная обработка.

Кроме того, колтюбинговые установки могут применяться для:

- цементирования скважин;

- ловильных работ;

- углубления и расширения ствола скважин;

- бурения вертикальных и горизонтальных скважин.

При этих работах применяются гибкие трубы диаметрами: 33; 38; 42; 48; 60, 73; 89; 114 (фирмы Хайд Риг, Стюард Стивенсон и др.).

Установки включают в себя следующие узлы:

- транспортер (инжектор);

- устьевой герметизатор длинномерной трубы;

- блок превенторов;

- барабан с трубоукладчиком;

- гидравлическую станцию объемного гидропривода;

- кабину управления;

- насос для нагнетания жидкости;

- основание для монтажа транспортера (инжектора) над устьем скважин;

- подъемное устройство для погрузки (разгрузки) оборудования при развертывании установки на скважине.

На месторождениях севера Тюменской области эти установки находят применение для поддержания действующего фонда скважин с выполнением следующих видов работ:

- установка забойных фильтров;

- закрепление ПЗП (закачка закрепляющих составов);

- осушка ПЗП, интенсификация притоков (СКО);

- промывка пробок.

Все эти работы ранее проводились с глушением скважин. При использовании БДТ РИР можно проводить без глушения (в работающей скважине).

Отечественные установки: РАНТ-10-01; М-10, 20, 40 – оборудование ремонтно-технологическое, колтюбинговое (диаметрами 33, 5 и 38, 1 мм).

Технология промывки песчаной пробки

1. Определение технического состояния скважины (отбор проб на различных режимах, отбивка текущего забоя).

2. Спуск БДТ до верха песчаной пробки.

3. Промывка песчаной пробки до забоя скважины подачей в БДТ раствора ПАВ, при этом для предупреждения гидратообразования также производится дозированная подача метанола.

4. Продувка скважины на факел с целью удаления песка из ствола скважины и извлечения БДТ.

5. Освоение и исследование скважины.

Если происходит обводнение скважины (разрушение ПЗП), то после промывки пробки производятся водоизоляционные работы.

При освоении скважины производится поинтервальная продувка скважины через каждые 100 – 200 м спуска БДТ.

Применение колтюбинговых установок повышает производительность труда в 3 – 4 раза и сокращает стоимость работ в 2 – 3 раза.

Литература

1. Амиров А.Д., Овнатанов С.Г., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1975.

2. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / Амиров А.Д., Карапетов К.А. и др. М.: Недра, 1979.

3. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин.- М.: Недра, 1998.

4. Яшин А.С., Карапетов К.А., Сулейманов А.Б. Техника и технология КРС.- М.: Недра, 1987.

5. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1988.

6. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин.- М.: Недра, 1984.

7. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение хим.реагентов для интенсификации добычи ннефти. Справочник. - М.: Недра, 1991.

8. Руководящий документ. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении РИР.- Краснодар, ВНИИКРнефть, 1987.

9. Бухаленко Н.И. и др. Капитальный ремонт скважин. Оборудование и инструмент для ремонта скважин.- М.: Недра, 1990.

10. Зозуля Г.П., Клещенко И.И. и др. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.- Тюмень, ТюмГНГУ, 2002.

11. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф. и др. Теория и практика заканчивания скважин.- М.: Недра, 1998.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИйСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНОЛОГИИ

ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Курс лекций и практических занятий для повышения квалификации

специалистов и ИТР по направлению «Нефтегазовое дело»

Тюмень

2006

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИйСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

КЛЕЩЕНКО ИВАН ИВАНОВИЧ

Зозуля Григорий Павлович

МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНОЛОГИИ

ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Курс лекций и практических занятий для повышения квалификации

специалистов и ИТР по направлению «Нефтегазовое дело»

Тюмень

200 6

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

Составители: Клещенко Иван Иванович – д.г.-м.н., с.н.с.;

Зозуля Григорий Павлович – д.т.н., профессор

2006

Содержание

Часть 1 Материалы и технологии для ремонта скважин......................... 4

1	Технологии и тампонажные материалы при проведении РИР в скважинах. Основные виды водопритоков в скважинах...................................................................................................................................	5
2	Выбор стандартных технологий и технологических схем проведения РИР и тампонажных материалов при РИР...........................................................................................................................	8
3	Краткая характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах.............................................................................................................................	13
4	Селективные методы изоляции водопритоков при РИР...........................................................................................................................	24
5	Характеристика растворов и материалов, применяемых при газоизоляционных работах.............................................................................................................................	30
6	Основные требования, предъявляемые к водогазоизолирующим композициям и направления совершенствования водогазоизоляционных работ...................................................................................................................................	32
7	Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние и подошвенные воды)........................................................................................................................	35
8	Изоляция (отклонение) обводненных перфорированных пластов (в том числе при переходе вниз или вверх).......................................................................................................................	40
9	Изоляция водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта (нагнетаемые и контурные воды)........................................................................................................................	44
10	Технология РИР и выбор тампонажного материала при наращивании цементного кольца за обсадной колонной............................................................................................................................	47
11	Выбор технологии и тампонажного материала для восстановления герметичности колонны.......................................................................................................................	57
12	Изоляция сквозных дефектов в эксплуатационной колонне........................................................................................................................	59
13	Классификация тампонажных материалов и композиций, рекомендуемых для РИР...........................................................................................................................	61
14	Тампонажные составы на минеральной основе с добавками органоаэросилов, полимеров, латекса и асбеста.............................................................................................................................	63
15	Гелеобразующие тампонажные составы........................................................................................................................	66

Часть 2 Практические расчеты при ремонте скважин.............................. 67

1	Расчеты при проверке скважины на приемистость...................................................................................................................................	68
2	Расчет цементирования скважины при РИР...........................................................................................................................	70
3	Основы расчета колонн заливочных труб..........................................................................................................................	73
4	Определение глубины установки конца заливочных труб при цементировании скважин под давлением через отверстия фильтра или дефект в колонне...................................................................................................................................	75
5	Основы расчета цементирования скважин под давлением.........................................................................................................................	76
6	Основы расчета установки пакеров и якорей............................................................................................................................	79
7	Основы расчета по определению гидравлических сопротивлений в процессе цементирования скважин при РИР...........................................................................................................................	82
8	Основы расчета цементирования скважин нефтецементным раствором...........................................................................................................................	84
9	Основы расчета цементирования скважин пеноцементным раствором...........................................................................................................................	87
10	Цементирование скважин тампонажными смесями..........................................................................................................................	90
11	Определение нагрузок, действующих на колонну при цементировании (основы расчета).........................................................................................................................	91
12	Ограничение поступления песка в скважину.........................................................................................................................	93
13	Методы интенсификации притоков углеводородов............................................................................................................................	96
14	Применение колтюбинговых установок для ремонта скважин...........................................................................................................................	110
Литература........................................................................................................................		112

Часть I

Материалы и технологии

Для ремонта скважин

Технологии и тампонажные материалы

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒