Способы ликвидации поглощений при цементировании

Основным видом осложнений при строительстве скважин на нефтяных месторождениях, разбуриваемых Отрадненским филиалом ЗАО «Сибирская Сервисная Компания», являются поглощения бурового раствора, затраты, на борьбу с которыми составляют свыше 85% всего времени, затрачиваемого на борьбу с осложнениями. Ежегодно на борьбу с осложнениями ОФ ЗАО «ССК» затрачивает до 9-11% общего календарного времени бурения, что, несомненно, отрицательно сказывается на технико-экономических показателях буровых работ.

С работами по ликвидации поглощений бурового раствора связаны не только значительные материальные потери, но и не поддающиеся учету значительные потери в добыче нефти из-за ухудшения коллекторских свойств продуктивности пластов, невысокого качества цементирования эксплуатационных колонн на осложненных скважинах и несвоевременного ввода скважин в эксплуатацию. В связи с этим, совершенствование технологических способов ликвидации поглощений, применение новых технологий и материалов, дающих максимальный экономический результат, имеют исключительно важное значение. В ОФ ЗАО «ССК» отработана технология прогнозирования, предупреждения и ликвидации поглощений промывочной жидкости в зависимости от конкретных горно-геологических условий и характеристики поглощающего горизонта, но слабым звеном этой технологии является невозможность более точного и обоснованного прогнозирования вероятности поглощения, а следовательно и выбора конструкции скважины. Поэтому ранее, как правило применялись тяжелые конструкции скважин с резервным диаметром ствола под спуск 245 мм «хвостовика» для ликвидации поглощения бурового раствора в Серпуховском или Фаменском горизонтах. Если учесть, что 87-93% метража бурится наклонно-направленным способом с отходом от вертикали на 500-800 м, строительство подобных скважин является сложной технологической задачей и вызывает значительные материальные потери при ликвидации поглощений бурового раствора.

Совершенствование и доработка в ОФ ЗАО «ССК» новой технологии ликвидации поглощений промывочной жидкости за счет использования профильных перекрывателей позволяет добиться значительного снижения материальных затрат на ликвидацию осложнений и на строительство скважин за счет облегчения конструкции скважин.

Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин

Поглощение бурового раствора — это серьезная проблема, часто возникающая в процессе бурения и приводящая к таким последствиям, как обвалы пород стенок скважины, и выбросы.

Методы ликвидации поглощений зависит от характера поглощения, его интенсивности и причины, вызывающей поглощение.

Эффективным и часто используемым методом борьбы с поглощениями является закачка смеси раствора с наполнителями. Но часто встречаются такие зоны поглощения, которые практически невозможно ликвидировать традиционными методами, т.к. это требует дополнительных затрат времени и значительных средств.

При катастрофическом поглощении применение «хвостовика» считалось достаточно традиционным и надежным методом, но он имеет ряд недостатков.

Наиболее существенным недостатком ликвидации поглощения спуском «хвостовика» является необходимость бурения значительного интервала резервным диаметром долота. А это влечет дополнительные затраты времени и средств на бурение интервала под «хвостовик» долотами резервного диаметра с более низкими показателями по сравнению с показателями 215,9 мм долот.

Таким образом, применение «хвостовика» с целью ликвидации поглощения закладывается на стадии выбора и обоснования рациональной конструкции скважины.

Очень часто бывают случаи, когда пробурив под хвостовик, поглощение не наблюдается, т.е. необходимость в его спуске отпадает.

Опыт ликвидации поглощений в ОФ ЗАО «ССК» на примере ОЛКС-216

Разработка технологии изоляции пластов, интенсивно поглощающих растворов, профильными перекрывателями, в дальнейшем получила название «оборудование для локального крепления скважин (ОЛКС)».

Основная цель производства перекрывателей — упрощение конструкции скважин за счет исключения промежуточных колонн, колонн-«летучек» и «хвостовиков», а следовательно и значительное удешевление .

Данная технология предусматривала перекрытие зоны поглощения специально профильными обсадными трубами, такой перекрыватель получил название ОЛКС-216У (рис.1) и их последующее выправление под действием избыточного давления и развальцовку шарошечными развальцевателями РШ-196 в стволе скважины диаметром 215,9 мм.(рис.2). Дальнейшее бурение ведется с уменьшением диаметра используемых долот с 215,9 мм до 190,5 мм.

Второй тип ОЛКС-216-С аналогичен по конструкции с рис.1, предусматривает предварительное расширение диаметра ранее пробуренного ствола скважины до диаметра 230-237 мм, при помощи расширителя РРМ-216-237 (рис.3), под действием давления 3-4 МПА плашки расширителя выдвигаются в рабочее положение. Производится зарезка, в течении 5-7 минут бурильный инструмент вращается на одном месте со скоростью 60-75 об/мин с промывкой. При наличии посадки (1-2 т.с) ствол скважины расширяют. Интервал расширения скважины и результат, определяют каверномером. Затем, как и в первом варианте, проводится спуск ОЛКС с последующим выправлением под действием давления и развальцовывается двумя способами: а) последовательная развальцовка шарошечными развальцевателями трех диаметров РШ-196, РШ-208, РШ-216. ; б) развальцовка роликовым развальцевателем РР-170/218 М1.(рис.4)

Дальнейшее бурение скважины продолжается без изменения диаметра долот, т.е. диаметром 215,9 мм.

Данная технология ликвидации поглощений промывочной жидкости разрабатывалась для условий Татарии, т.е. для небольших глубин и поэтому ОФ ЗАО «ССК» пришлось адаптировать ее для глубины 1600-2800м.

Использование ОЛКС для изоляции водопритоков при креплении скважин

Были найдены оптимальные технологические решения по многим другим вопросам, возникшим в процессе освоения и совершенствования данной технологии ликвидации поглощений промывочной жидкости. Все это позволило добиться высокой степени надежности данной технологии и широко ее использовать в практике при небольших затратах времени, а значит и средств на ликвидацию поглощения. В данный момент профильные перекрыватели могут применяться для перекрытия неблагоприятных зон ВНК. В ОФ ЗАО «ССК» ведет эксплуатационное бурение на старых месторождениях, где нефтяные пласты небольшой мощности залегают в непосредственной близости к водонасыщенным. Как правило, нефтяные пласты имеют пониженные давления, и водонасыщенны первоначально. Поэтому большое значение придается качеству цементирования низа эксплуатационной колонны. Однако количество прорывов пластовых вод не меняется. Очень часто по данным АКЦ и СГДТ между нефтяным и близкорасположенным водонасыщенным пластом отличается плохое качество связи цементного раствора и уменьшения его плотности. В процессе освоения нередко из скважины получают не затвердевший жидкий цементный раствор. Вероятно, это связано с поступлением пластовой воды во время схватывания цементного раствора. Предлагаем близкорасположенные водонасыщенные пласты перекрывать профильным перекрывателем ОЛКС-216(219х195х8) для предотвращения водопритоков. Вышеуказанная технология была использована нами на скважинах Северно-Каменской площади. Данные АКЦ и СГДТ, а так же результат освоения дал положительную оценку применения данной технологии.в 2000 году на скважине № 84 Северо-Каменской площади после спуска ОЛКС — 216У вызов притока производили методом свабирования. Получили фонтанный приток нефти. В данный момент скважина эксплуатируется с Q= 18м 3 /сутки, с обводненностью 1%.

На скважине № 82 Северо-Каменской площади после первой цементной заливки получили приток соленой воды с нефтью Q=140 м 3 /сут. После повторной цементной заливки и вызова притока методом эжектирования получили приток нефти Q=35,2м 3 /сут.,с обводненностью нефти 90%. В данный момент скважина находится на ремонте.

В 2001г. на скважине №110 Северо-Каменской площади для изоляции водонасыщенной части пласта Б-2 в скважину спустили перекрыватель ОЛКС-216У. После цементажа эксплуатационной колонны простреляли в интервале 1645-1644м.(11 отв.) Освоили скважину методом свабирования, получили фонтанный приток нефти.В данный момент скважина эксплуатируется с фонтанным притоком нефти.

На скважине №109 Северо-Каменской площади был произведен спуск и цементаж эксплуатационной колонны без ОЛКС.После свабирования был получен приток пластовой воды плотностью 1,15г/см 3 с пленкой нефти.На скважине была произведена повторная цементная заливка и после необходимых операций,методом свабирования получили приток нефти с Q=37,4м 3 /сут. Вданный момент скважина эксплуатируется с Q=41м 3 /сут. с обводненностью 1%. Предлагаемую технологию можно использовать почти на всех скважинах в зависимости от фактического разреза скважины.

Организационно-подготовительные работы

До начала работ по спуску ОЛКС необходимо провести комплекс геофизических работ(КС, ПС, каверномер, ГК, НГК) с целью уточнения зоны поглощения.

Необходимо исследовать скважину до одного метра зону осложнения. На основании полученных результатов выбрать интервал установки перекрывателя, учитывая, что перекрытие зоны осложнения должно быть не менее трех метров.

Перед спуском перекрывателя необходимо провести визуальный осмотр деталей, инструмента, принадлежностей. Исправления дефектов на пакерах и профильных трубах не допускается.

Для улучшения изоляции зон поглощения применяется герметизирующая паста. Пасту приготавливают следующим образом: в растопленный битум добавляют 10% автола к его весу и тщательно размешивают. При сборке перекрывателя паста заливается во впадины профильных труб, которые находятся выше и ниже зоны осложнения. Для сборки и спуска перекрывателя необходимо применять специальные хомуты.(рис.5)

Технология установки перекрывателя.

Перекрыватель спустить на бурильных трубах в скважину в интервал установки, при расстопоренном крюке талевого блока и не допускать осевой нагрузки на перекрыватель не более 100кН. Цементировочным агрегатом или буровым насосом создать избыточное давление в перекрывателе 9-12 МПа. При этом перекрыватель прижимается к стенке скважины и изолирует зону осложнения.

Проверить установку перекрывателя в скважине разгрузкой или натяжением инструмента до 150-200 кН и вращая ее вправо отвернуть бур.колонну от перекрывателя. Перекрыватель развальцевать при помощи развальцовочной головки или роликового развольцевателя.

Экологический раздел

Качественным отличием применения профильных перекрывателей является отсутствие необходимости применения тампонажного цементного раствора в технологическом процессе ликвидации поглощения бурового раствора.

При применении тампонажного цемента происходит загрязнение производственной и окружающей среды. При затаривании цемента в бункер смесителя, приготовлении цементного раствора, при цементировании скважины неизбежны потери как цемента, так и цементного раствора, что ведет к негативному влиянию на окружающую среду.

Так же вследствие применения меньшего количества автомобильной техники в процессе установки профильного перекрывателя уменьшается количество выбросов выхлопных газов в атмосферу

Таблица использования автомобильной техники

Источник

Способы ликвидации поглощений при цементировании

К.т.н. Исмаилов А.А.

Анализ существующих способов ликвидации поглощений тампонажного раствора при цементировании скважин

Казахстанско-Британский технический университет, Казахстан

Одним из важнейших условий успешного цементирования обсадных колонн является высокое качество изоляции поглощающих пластов непосредственно в процессе прохождения каждого из них после их вскрытия. Однако, как показывает практика, иногда изолированные в процессе бурения поглощающие горизонты будут поглощать цементный раствор при цементировании обсадных колонн, так как в большинстве случаев плотность цементного раствора значительно выше плотности применяемого при бурении бурового раствора.

В последнее время исследованию вопросов, связанных с применением тампонажных растворов пониженной плотности уделяется большое время. Разработаны рецептуры облегченных цементных растворов с добавлением в качестве наполнителей вспученного перлита, керамзита, туфа и др. [1].

Установлено, что добавление к цементному раствору различных материалов, снижающих его плотность, часто ухудшает физические и структурно-механические свойства раствора. Это приводит к увеличению гидравлических сопротивлений при прокачивании и снижению механической прочности цементного камня.

Опыт работ показывает, что применение облегченных цементных растворов с добавкой бентонитовой глины или других наполнителей при вскрытии поглощающих пластов с применением бурового раствора пониженной плотности (облегченные буровые растворы, аэрированные растворы, пены и т.д.) приводит к ухудшению качества цементного раствора, качества цементирования и требует проведения дополнительных изоляционных работ.

В некоторых нефтедобывающих районах в больших объемах применяют облегченные буферные жидкости (вода, химически аэрированные глинистые и другие растворы пониженной плотности). Однако, и при этом не всегда получают положительные результаты, и часто гидродинамическое давление при цементировании превышает пластовые давления в высокопроницаемых, трещиноватых поглощающих породах или предельные величины давления гидроразрыва слагающих стенки скважины пород с низкими показателями прочностных свойств.

Глинистая корка, образованная на стенках скважины в результате отфильтровывания воды из бурового раствора в проницаемый пласт, оказывает большое влияние на качественное разобщение пластов. В результате образования глинистой корки сужаются поровые каналы, и увеличивается сопротивление фильтрующей поверхности, состоящей из породы и глинистой корки [2]. Значительная часть исследователей считает, что основной причиной заколонных проявлений является физико-химическое взаимодействие цементного раствора с глинистой коркой. Согласно гипотезе возникновения газопроявлений, глинистая корка в результате контракции обезвоживается, уменьшается в объеме, что приводит к нарушению герметичности затрубного пространства. Однако, возможность газопроявлений сохраняется независимо от того, имеется глинистая корка или нет, то есть, удаление глинистой корки в зоне продуктивного горизонта является нежелательным процессом. По данным [3] водоотдача цементного раствора через глинистую корку уменьшается в 20 раз. Также указывается в [2], что интенсивное обезвоживание цементного раствора против высокопроницаемых пластов при снятии фильтрационной корки может привести к осложнениям в процессе цементирования.

Исследованиями многих авторов показано, что в результате контракции глинистая корка и глинистый раствор, оставшийся в застойных зонах обезвоживается, при этом образуется сеть каналов, по которым движется газ или флюид из пласта. Это подтверждают и исследования [2] о том, что наличие глинистой корки является одним из основных путей проникновения газа или флюида, ибо контракционный эффект, как было сказано выше, идет по всему зацементированному стволу скважины.

Однако, просто удаление глинистой корки со стенок скважины без дополнительных мероприятий может привести к отрицательным последствиям в результате ухода продуктов растворения из порового пространства цементного камня, в первую очередь, гидрата окиси кальция. Так, по данным Иванова Ф.М. [4], удаление из цементного камня 30% первоначального количества гидрата окиси кальция может привести к значительному снижению его прочности.

В последнее время одним из наиболее рациональных способов цементирования обсадных колонн в условиях низких пластовых давлений можно считать применение аэрированного цементного раствора с добавкой поверхностно-активных веществ (ПАВ). При этом гидродинамического соответствия условий цементирования обсадных колонн условиям вскрытия пластов добиваются путем выбора соответствующей степени аэрации цементного раствора, добавок ПАВ и стабилизаторов. Здесь особое внимание уделяется проведению комплекса технологических мероприятий по подготовке ствола скважины к спуску колонны.

Недостатком данного способа является применение дополнительных средств (ПАВ, стабилизаторы), а также необходимость проведения дополнительных мероприятий по спуску колонны. Аэрированный цементный раствор зачастую не отвечает требованиям качества заполнения затрубного пространства тампонажным раствором, хотя пузырьки аэрированного цементного раствора обладают высокими закупоривающими свойствами.

Наиболее оптимальным на наш взгляд было бы удаление фильтрационной корки в период подготовки ствола скважины, например, при помощи вибровоздействия, с последующей кольматацией проницаемых пластов путем применения специальных кольматирующих составов, закачиваемых в скважину немедленно после удаления глинистой корки.

Для обеспечения надежной изоляции проницаемых горизонтов друг от друга и заданной высоты подъема цементного раствора за обсадной колонной необходимо решать комплекс задач по ликвидации поглощений цементного раствора при его закачке в скважину. В качестве таких задач можно предложить следующее:

1. Перед цементированием скважины произвести промывку с аэрированным буровым раствором для надежной очистки ствола скважины от выбуренной породы.

2. Для аэрации бурового раствора применить такие технические средства, которые обеспечили бы высокую степень аэрации.

3. Разработать такие технологические приемы, которые обеспечили бы закупорку пор и трещин проницаемых горизонтов пузырьками воздуха.

1. Исмаилов А.А. Технология цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. –Алматы, 2004

2. Хаиров Г.Б. Совершенствование технологии подготовки ствола скважин к тампонированию и регулирование процессов структурообразования тампонажных растворов в период ОЗЦ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. –Уфа, 1978

3. Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А., Овчинников В.П., Акопян А.О., Хаиров Г.Б., Бритенков В.Д. Разработка и промысловые испытания вибробашмаков для цементирования обсадных колонн. Межвузовский тематический сборник «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». Выпуск 2. Стр.201-205. –Уфа, 1975

4. Иванов Ф.М. Коррозия в промышленном строительстве и защита от нее. Серия «Строительство и архитектура». Выпуск 3. – М.: Знание, 1977

Источник