Для каких целей закачивают буферную жидкость при цементировании скважины
Обновлено: 07.07.2024
Буферные жидкости
Функции буферных растворов: удаление фильтрационной корки бурового раствора; повышение полноты замещения бурового раствора тампонажным; улучшение адгезионных характеристик пород и обеспечения равномерности контакта с породой; кольматация (при необходимости) пород, слагающих стенки скважины.
Чтобы обеспечить равномерное заполнение заколонного пространства тампонажным раствором, необходимо применение буферных жидкостей, совместимых с буровыми и тампонажными растворами. Если буровой и цементный растворы не совместимы, то при их смешивании в затрубном пространстве образуется загущенная смесь, которая оказывает большое сопротивление при движении в зазоре между стволом скважины и колонной, при этом качество цементирования резко снижается. Иногда при смешении бурового и цементного растворов может получиться слишком жидкая смесь, что приведет к осаждению твердых веществ.
Совместимость буферной жидкости с буровым и цементным растворами проверяется по изменению вязкости их смесей при фактических температурных режимах процесса цементирования. Жидкости считаются совместимыми, если при их смешении вязкость полученной смеси не будет выше или ниже вязкости каждого из компонентов.
Буферная жидкость должна быть тяжелее бурового и легче цементного растворов. Буферная жидкость не должна негативно влиять на время загустения цементного раствора.
Важное условие обеспечения герметичности заколонного пространства скважин - наиболее полное замещение бурового раствора тампонажным в интервале цементирования. (Надо иметь в виду, что 100% замещения бурового раствора тампонажным добиться невозможно т.к. не удается вытеснить пристенный слой бурового раствора с повышенными структурно-механическими свойствами).
Наряду с исследованием совместимости проверяются гидрофильные характеристики буферного раствора в случае использования любого неводного бурового раствора. Буферная жидкость должна смачивать поверхности ствола и обсадной колонны.
Критерии выбора буферной жидкости:
• Прежде всего необходимо убедиться в обоснованности использования буферной жидкости. Неоправданное применение ее усложняет и удорожает процесс цементирования.
• Если цементный и буровой раствор совместимы, тогда не требуется использование буферной жидкости.
• Плотность должна быть промежуточной между плотностями бурового и цементного растворов.
• Реологические показатели должны быть промежуточными между показателями бурового раствора и цементного раствора.
• Соленость ее должна количественно и качественно соответствовать солености воды затворения цементного раствора.
• Высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве должна быть не менее 150 м.
Обычно флюиды, образующие турбулентный поток низкой плотности, хорошо замещаются в башмаке колонны. Ho если хорошее замещение должно происходить в верхней части ствола скважины (герметизация определенных зон, защита обсадной колонны и т.д.), то в этом случае лучше применять утяжеленную буферную жидкость, для которой характерен ламинарный поток. Флюиды с низкой плотностью и небольшой вязкостью, движущиеся ламинарным потоком, вытесняют буровой раствор неравномерно, что приводит к образованию локальных потоков и застойных зон. Как только сформировался поток из флюида низкой плотности, он превращается в зону наименьшего сопротивления, и в этом случае удалить буровой раствор из других частей затрубного пространства становится чрезвычайно сложно.
Каждому виду буферных растворов соответствует определённая область применения (табл. 4.4).
Моющая буферная композиция для улучшения качества крепления скважин, пробуренных с применением руо
Рассматривается одна из основных причин ухудшения качества крепления скважин после применения промывочной жидкости на углеводородной основе. Отсутствие качественного контакта между цементным камнем с одной стороны и горной породой/обсадной колонной с другой может стать основной причиной формирования заколонных перетоков. Для улучшения сцепления цементного камня, повышения адгезии со стенками скважины предложен вариант использования комплекса технологических жидкостей, в состав которого входит отмывающий буфер HimClean. Представлены физико-химические показатели реагента и подробно описана методика для определения эффективности отмыва растворов на углеводородной основе (РУО) буферной композицией.
The paper considers one of the main causes of well cementing quality issues after the use of oil-based mud. Poor bonding between the cement stone on the one side and rock/casing on the other side can be the main cause of behind-the-casing flows. To improve the cement bond and its adhesion to wellbore walls, it is proposed to use a system of drilling fluids with HimClean wash spacer. The paper discusses the physical and chemical properties of the agent as well as a method to determine the OBM washing off efficiency of the spacer compositionю
В настоящее время при бурении скважин все больше находят свое применение промывочные жидкости на углеводородной основе. Подобные растворы хорошо зарекомендовали себя при вскрытии продуктивных пластов. Кроме этого РУО применяют для проходки соленосных толщ и высокопластичных глинистых пород.
Применение растворов на углеводородной основе при строительстве наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальными участками обусловлено множеством факторов. Одним из наиболее важных является лучшая сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта. Кроме того, РУО, по сравнению с буровыми растворами на водной основе, имеют следующие преимущества:
– высокую стабильность во времени (РУО можно многократно использовать и длительное время хранить);
– инертность в отношении глинистых и солевых отложений;
– обладают антикоррозионными и триботехническими свойствами;
– низкие значения фильтрации.
Несмотря на высокую стоимость РУО, эффективность применения позволяет не только осуществить успешную и качественную проводку ствола скважины, но и снизить в целом стоимость всего строительства.
Значительным недостатком применения РУО является снижение качества крепления. Оно обусловлено наличием на стенках скважины и обсадной колонны гидрофобной пленки РУО, которая препятствует формированию плотного контакта цементного камня с горной породой и колонной.
Применение традиционных буферных композиций с целью удаления маслянистой пленки является малоэффективным решением, поскольку РУО не совместим с жидкостями, приготовленными на водной основе.
Добиться необходимого качества цементирования скважины после бурения на РУО возможно с использованием комплекса технологических буферных жидкостей, состоящего из ряда буферов различного назначения (разделительного, замещающего, отмывающего). Эффективность применения всего комплекса во многом зависит от отмывающей способности буферной композиции. Однако используемые в настоящее время композиции обладают низкой моющей способностью, являются высокотоксичными и имеют ряд ограничений при использовании.
Сотрудниками научно-исследовательского центра ООО «Химпром» был проведен комплекс мероприятий, направленных на разработку и подбор продукта, обладающего высокой отмывающей способностью вне зависимости от параметров РУО.
Итогом проделанной работы является новый реагент в линейке ООО «Химпром» – HimClean. Продукт по своей природе является углеводородом, получаемым из смеси растительных эфирных масел методом экстракции. Внешне продукт представляет собой прозрачную слабо-желтую жидкость без примесей, обладает характерным запахом. HimСlean (табл. 1, рис. 1) предназначен для удаления остатков РУО со стенок скважины и внутрискважинного оборудования за счет эффективного растворения и диспергирования раствора.
С целью определения эффективности использования моющего буфера для РУО были проведены лабораторные испытания по следующей методике:
1. Вокруг измерительного цилиндра ротационного вискозиметра FANN 35 (OFITE 900) плотно оборачивается металлическая сетка, предназначенная для создания ребристой поверхности, на которой будет формироваться слой РУО. Далее производится определение массы чистого сухого цилиндра с сеткой (W1). Затем, погружением цилиндра в РУО на 10 минут, на нем формируется масляная пленка.
2. После извлечения ротор необходимо на 2 минуты оставить в покое. Это время, необходимое для того, чтобы стек избыток жидкости. Затем определяется масса цилиндра с образовавшейся коркой (W2).
3. Далее ротор помещается в предварительно подогретую до требуемой температуры чашу с моющей буферной жидкостью. Ротор вращается со скоростью 200 об/мин в течение 5 минут. Затем извлекается из буферной жидкости и оставляется в покое на 2 минуты.
4. Ротор снимается с вискозиметра и взвешивается в перевернутом состоянии на весах. Данный вес обозначается как W3.
5. Затем ротор вновь помещается в тестируемую буферную жидкость и вращается в течение еще 5 минут, согласно той же процедуре, чтобы получить значение W3 через 10 минут. Этот этап повторяется для получения значений W3 через 15, 20 и 30 минут. Рассчитывают эффективност ь смыва бурового раствора в %, используя значения W1, W2 и W3 по формуле:
Сотрудниками научно-исследовательского центра
ООО «Химпром» был проведен комплекс мероприятий, направленных на разработку и подбор продукта, обладающего высокой отмывающей способностью вне зависимости от параметров РУО.
Итогом проделанной работы является новый реагент в линейке ООО «Химпром» – HimClean.
В ходе лабораторных испытаний для сравнения использовался буферный состав на водной основе. Результаты исследований представлены в табл. 2.
Температура: 22 °С
Скорость вращения ротора (об/мин): 200
Масса ротора с сеткой (W1), г: 146,1
Масса ротора с буровым раствором (W2), г: 152,8
В качестве бурового раствора использовался фугат РУО.
В табл. 3 указаны результаты проверки моющего буфера HimClean. Внешний вид ротора после 5 минут в моющем буфере представлен на рис. 2.
Температура: 22 °С
Скорость вращения ротора (об/мин): 200
Масса ротора с сеткой (W1), г: 146,2
Масса ротора с буровым раствором (W2), г: 152,0
Отмечено, что эффективность отмыва остатков РУО с использованием HimClean усиливается при повышении скорости вращения ротора и температуры.
Принимая во внимание, что на практике закачка буферной жидкости осуществляется при турбулентном режиме, средние значения забойных температур находятся в пределах 60 – 80 °С (для регионов Западной Сибири), а время контакта буфера в кольцевом пространстве составляет 7 – 10 минут, возможно предположить, что эффективность применения буфера РУО HimClean будет выше, чем полученные результаты в лаборатории ООО «Химпром».
Таким образом, опираясь на положительные результаты проведенных испытаний, можно утверждать, что применение моющего буфера РУО «HimClean» позволит:
– обеспечить эффективную очистку от РУО обсадной колонны и стенок скважины;
– увеличить коэффициент качества крепления обсадных колонн после применения РУО;
– предотвратить формирование заколонных перетоков;
– обеспечить смену смачиваемости поверхностей для обеспечения лучшего замещения технологических жидкостей путем модификации рецептуры реагента;
– снизить затраты и оптимизировать технологию заканчивания скважины.
Однако следует отметить, что существует ряд нерешенных вопросов в использовании продукта. В частности, не определен состав разделяющего буфера, который предотвратит перемешивание состава HimClean с буровым и тампонажным раствором. Мероприятия, направленные на выполнение данной задачи, ведутся в настоящее время. Результаты выполнения будут получены в конце III квартала 2019 г.
Добыча нефти и газа
нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти
Буферные жидкости
Под буферной жидкостью понимают промежуточную жидкость между буровым и тампонажным растворами, которая способствует повышению качества цементирования скважин и облегчает проведение процесса цементирования. При отсутствии буферных жидкостей в результате коагуляции бурового раствора в зоне его смешения с тампонажным наблюдается рост давления в 1,4—1,8 раза, при этом коэффициент вытеснения бурового раствора не превышает 0,4 — 0,6.
В настоящее время в мировой практике используются около 100 рецептур буферных жидкостей, что связано с применением их для решения большого крута задач, возникающих при цементировании. С целью выбора для каждой конкретной операции оптимальных рецептур разработаны различные классификации.
Классификация буферных жидкостей по их свойствам и составу положена в основу действующего ОСТа. По физическим свойствам буферные жидкости подразделяются на вязкоупругие и вязкие, которые, в свою очередь, делятся на высоковязкие и низковязкие. Большинство буферных жидкостей — низковязкие.
В комплексе мероприятий, обеспечивающих высокую степень вытеснения бурового раствора из колонного пространства и удаление глинистых корок со стенок скважины, одним из основных является использование буферных жидкостей.
По составу применяемые буферные жидкости можно разделить на однофазные, двухфазные, трехфазные и многофазные.
К однофазным относятся вода, вода с растворенными материалами (хлористый натрий, хлористый кальций, пирофосфат натрия), нефть, газ, кислоты (грязевая, соляная).
Двухфазные буферные жидкости состоят из жидкости и твердых нерастворимых (обычно абразивных) добавок (вода с пуццоланом, вода с кварцевым песком или цементом, нефть с песком или баритом).
Трехфазные буферные жидкости состоят из жидкой (вода, нефть), газообразной (азот, воздух) фаз и твердых веществ (кварцевый песок, пуццолан, цемент). В них вводят также хорошо растворимые реагенты (дисперга-торы, эмульгаторы, стабилизаторы, турбулизаторы и др.).
Многофазные буферные жидкости включают в себя, кроме жидкой, газообразной фаз и химических реагентов, разнообразные твердые вещества.
Известны буферные жидкости, каждый компонент которых выполняет определенные функции.
Универсальные буферные жидкости, пригодные для широкого использования при всех условиях бурения, отсутствуют, поэтому в отечественной
практике применяют следующие виды буферных жидкостей: утяжеленные (на солевой или полимерной основе), комбинированные, аэрированные, эрозионные, незамерзающие, жидкости с низким показателем фильтрации, вязкоупругий разделитель, нефть и нефтепродукты, растворы кислот и воду.
Выбор вида буферной жидкости базируется на лабораторной проверке совместимости ее с конкретными буровым и тампонажным растворами. При смешении буферной жидкости с буровым раствором не должны повышаться реологические параметры зоны смешения, а смесь ее с тампонажным раствором не должна характеризоваться снижением растекаемо-сти и уменьшением времени загустевания раствора.
Для снижения интенсивности частичного смешения буферной жидкости с контактирующими растворами в процессе движения их в затрубном пространстве необходимо выполнение условия, при котором ее вязкость и плотность превышали бы аналогичные показатели вытесняемой жидкости или приближались к их средним значениям для разобщаемых жидкостей.
Эффективность очистки затрубного пространства от остатков бурового раствора повышают, применяя комплексные буферные жидкости. Первая их часть представлена жидкостью, отвечающей требованиям высокой степени вытеснения, вторая — жидкостью, обладающей высокой физико-химической активностью. Для головной части составной буферной жидкости лучшими являются вязкоупрутие разделители.
Для предотвращения ухудшения технологических свойств некоторого объема буферной жидкости и тампонажного раствора вследствие их частичного смешения при течении в обсадной колонне, а также для улучшения качества цементирования призабойной зоны после закачки буферной жидкости следует вводить нижнюю цементировочную пробку.
При цементировании обсадных колонн в скважинах, пробуренных с использованием буровых растворов на водной основе, не рекомендуется использовать в качестве буферной жидкости нефть или нефтепродукты, так как образующаяся на ограничивающих поверхностях пленка нефти повышает проницаемость контактных зон цементного камня в затрубном пространстве.
Поскольку эффект от применения буферных жидкостей возрастает с увеличением времени их воздействия на стенки скважины, то с увеличением объема закачиваемых жидкостей качество цементирования улучшается.
Буферные жидкости классифицируют по их основе: на водной, нефтяной, полимерной или на основе других органических соединений.
По воздействию на стенки скважины выделяют абразивные и неабразивные буферные жидкости; в составе первых содержатся кварцевый песок, опока или другие абразивы, способные разрушать глинистую корку на стенках скважины. Кроме того, буферные жидкости могут различаться по степени физико-химического воздействия на глинистую корку и застойные зоны глинистого раствора (в результате добавок кислот, щелочей, растворов ПАВ), плотности и устойчивости к температурному воздействию.
Новые добавки для эффективного решения технологических задач при цементировании скважин
Заключительной стадией строительства нефтяных и газовых скважин является крепление затрубного пространства колонны обсадных труб тампонажными растворами с целью создания долговечного, прочного изолированного канала.
The article presents new developments of well cements Group of companies Mirrico.
Технологические ошибки в необратимом процессе формирования цементного камня в заколонном пространстве могут привести к некачественному разобщению пластов, значительным экономическим затратам по ликвидации брака и в конечном счете свести к нулю ожидаемый эффект качества цементирования.
- физико-химические свойства буровых и тампонажных растворов, их совместимость;
- режим движения промывочных жидкостей в заколонном пространстве и время контактирования со стенкой скважины;
- центрирование колонны, режим движения тампонажных растворов;
- применение автоматизированных агрегатов, дополнительных устройств и т. д.
В настоящее время, в период увеличения доли разрабатываемых месторождений со сложными геологическими условиями, когда возрастают требования по рациональному недропользованию и экологической безопасности, возникает необходимость уделять особое внимание качеству завершающей стадии строительства скважины — ее креплению.
Повышающиеся требования к качеству цементирования диктуют необходимость расширения базисной линейки добавок для цементных растворов и разработки новых высокоэффективных композиций.
Группа компаний «Миррико» в течение 10 лет осуществляет разработку решений и комплексные поставки реагентов, материалов и добавок для всех этапов строительства нефтяных и газовых скважин. Собственная научно-техническая база, производственные мощности и квалифицированный персонал позволяют разрабатывать и внедрять уникальные реагенты. Результатом создания отдела химических реагентов для цементирования в составе ООО «Промышленная химия» стало расширение линейки продукции под торговой маркой ATREN. К настоящему времени линейка добавок для цементирования ГК «Миррико» включает понизители водоотдачи, пеногасители, пластификаторы, замедлители, буферные композиции, стабилизаторы, армирующие агенты, наполнители. Данные реагенты успешно применяются буровыми и сервисными компаниями, позволяя решать технологические задачи высокого уровня, при этом повышая качественные результаты.
Как известно, для полной гидратации цементного порошка необходимо наличие 0,4-кратного количества воды от его массы. При этом только 60% ее связывается химически, остальные 40% исходной воды остаются в порах цементного геля в слабосвязанном состоянии. Под воздействием температуры, давления и агрессивной среды протекают процессы седиментации и фильтрации тампонажного раствора, приводящие к увеличению проницаемости цементного камня, ухудшению прочностных характеристик крепи и нарушению целостности ее структуры. Традиционное использование полимерных композиций для снижения показателя водоотделения не всегда оправдано, так как они удлиняют сроки гидратации цементных частиц, приводят к усадке цементного камня в условиях протекания процесса контракции.
Применение реагента Atren Light позволяет создавать облегченные седиментационно-устойчивые тампонажные системы. Тиксотропная добавка Atren Light вступает в реакцию с ионами кальция, образуя трехмерную гелеобразную сетку. Структура геля создает достаточную вязкость, что позволяет увеличивать водоцементное отношение без излишнего выделения свободной воды. Порошок Atren Light обычно смешивается в сухом виде с цементом в концентрациях 0,5 – 2% от веса цемента, при этом плотность цементного раствора может быть 1300 – 1700 кг/м 3 .
Табл. 1. Сравнительные характеристики растворов на основе бентонита и добавки Atren Light при температуре 20°С, давление испытания – атмосферноеКак показывают экспериментальные данные (табл. 1) и опыт применения, глинопорошок плотностью 2600 кг/м 3 максимально снижает плотность цементного раствора до 1500 кг/м 3 , при этом водосмесевое отношение составляет 1. Дальнейшее понижение не представляется возможным по причине резкого ухудшения физико-механических свойств образующегося цементного камня.
Раствор с добавкой Atren Light имеет прочность, удовлетворяющую ГОСТ 1581-96, более короткие сроки загустевания и схватывания по сравнению с цементно-бентонитовыми смесями. Использование химического наполнителя Atren Light для облегчения цементных растворов с сохранением прочностных характеристик вместо гельцемента является целесообразным, а по отношению к промышленно выпускаемым облегченным цементам и экономически рентабельным.
Рис. 1. Расчет В/Ц отношения в зависимости от требуемой плотности цементного раствора и процентного содержания микросферШирокое распространение в технологиях крепления скважин получили алюмосиликатные полые микросферы АСПМ, позволяющие облегчать раствор до 1500 кг/м 3 при В/Ц=0,6 и содержании 10%. Увеличение концентрации АСПМ до 20% в цементной смеси позволяет достичь плотности тампонажного раствора вплоть до 1250 кг/м 3 (рис. 1), однако при этом увеличивается флюидопроницаемость, что негативно сказывается на качестве контакта на границах «порода – цемент» и «цемент – обсадная колонна». Поэтому оптимальное соотношение компонентов с применением микросфер должно составлять 90:10 или 85:15.
Тем не менее из-за большой разницы в удельных весах самого цемента и добавки АСПМ в цементном растворе под действием гравитационных сил протекают процессы седиментации, приводящие к расслоению всей системы. Введение добавки Atren Light в концентрациях 0,5 – 1,5% способствует равномерному распределению частиц цемента и АСПМ, получению однородной структурной матрицы с минимальным содержанием свободной воды. Это позволяет решить проблему всплытия микросфер, создав седиментационно-устойчивую дисперсную систему (рис. 2).
Уменьшением водотвердого отношения возможно добиться седиментационной устойчивости тампонажного раствора, однако при одновременном сохранении его подвижности необходимо вводить пластифицирующий агент.
Решением задачи обеспечения подвижности тампонажного раствора может служить применение добавки Atren Plast 1. В отличие от традиционных пластификаторов действие пластифицирующего агента Atren Plast 1 ввиду особенностей химической природы полимеров основывается на совокупности стерического и электростатического факторов. При этом эффективность данной добавки достигается при концентрации до 0,1% от массы цемента, а температура применения – до 1700С.
Как показывают лабораторные испытания (рис. 3), введение пластификатора Atren Plast 1 в тампонажный раствор плотностью 1,94 г/см 3 в концентрации 0,08% к массе смеси значительно снижает реологические характеристики раствора.
Рис. 3. Влияние пластификатора Atren Plast 1 на реологические свойства тампонажного раствора (плотность раствора 1,94 г/см 3 , концентрация добавки 0,08%)Эффективность пластифицирующего действия Atren Plast 1 в 3 – 4 раза больше по сравнению с традиционным пластификатором С-3 на сульфонафталиновой основе.
В скважинных условиях, при высоких давлениях, во избежание потери значительного количества отфильтрованной воды необходимо использовать понизитель фильтрации. Добавление химического реагента Atren Cem производства ГК «Миррико» к цементному раствору позволяет значительно снизить показатель фильтрации, уменьшить водоотделение; при этом данный понизитель фильтрации обладает совместимостью со всеми классами цемента, а также со многими добавками других производителей.
Одним из высокоэффективных продуктов для подготовки ствола скважины перед цементированием, предлагаемых ГК «Миррико», является химический отмывающий буфер Atren Spacer W на основе водного раствора смеси поверхностно-активных веществ, комплексонов и полезных добавок. Данный реагент в ходе лабораторных тестов и промышленного применения на месторождениях Западной Сибири доказал свою эффективность по сравнению с другими отмывающими буферными жидкостями. Моющий буфер Atren Spacer W активно разрушает и смывает глинистую и углеводородную корку при расходе 3 – 4 кг на 1 м 3 раствора, что обеспечивает полную очистку затрубного пространства скважины.
Совместное применение в технологических процессах понизителя фильтрации Atren Cem, пластификатора Atren Plast, отмывающего буфера Atren Spacer W, наполнителя Atren Light, пеногасителей Atren Antifoam и других реагентов, поставляемых группой компаний «Миррико», способствует повышению качественных показателей процесса крепления нефтяных и газовых скважин.
Специалисты Группы компаний «Миррико» готовы предложить высокоэффективные решения технологических задач цементирования с применением химических реагентов, удовлетворяющих различным геолого-техническим условиям.
Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж
Цементирование обсадной колонны - одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Цементирование - закрепление обсадной колонны на стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной трубе и вверх по кольцевому зазору.
Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).
Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I - начало подачи цементного раствора в скважину, II - подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III - начало продавки в затрубное пространство, IV - окончание продавки;
1 - манометр, 2 - цементировочная головка, 3 - верхняя пробка, 4 - нижняя пробка, 5 - цементируемая обсадная колонна, 6 - стенки скважины, 7 - стоп-кольцо, 8 - продавочная жидкость, 9 - буровой раствор, 10 - цементный раствор.
- колонну обсадных труб периодически расхаживают,
- непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, ее устанавливают на 1-2 м выше забоя, оборудуют цементировочной головкой,
- закачивают расчетный объем цементного раствора.
Многоступенчатое цементирование
Многоступенчатое цементирование - цементирование нескольких горизонтов (интервалов) пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.
При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине.
Распространено 2-ступенчатое цементирование - раздельное последовательное цементирование 2 х интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).
- позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,
- существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания;
- уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве;
- избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.
Рис. 2 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:
а - при цементировании первой ступени, б - при цементировании второй ступени;
1 - корпус, 2 - верхнее седло, 3 - верхняя втулка, 4 - заливочные отверстия, 5 - нижнее седло, 6 - нижняя втулка
Для проведения 2-ступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 2).
Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию.
После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1 й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1 й ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1 й ступени, которая проходит через заливочную муфту (рис. 2, а).
Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.
После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку 2 й ступени.
По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 2, б). .
При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени.
2-ступенчатое цементирование с разрывом - после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор 2 й ступени подают в скважину спустя некоторое время, к примеру, после схватывания раствора 1 й порции.
Цементирование хвостовика.
После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки.
Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой.
Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца.
При этом давление в бурильных трубах резко возрастет.
Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления.
После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора.
Через 16-20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2 го ствола - испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).
Тампонаж
Тампонирование (цементирование) скважин - технологический процесс упрочнения затрубного пространства и обсадной колонны от разрушающего действия горных пород и грунтовых вод.
В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов (цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.
Используется специальный тампонажный цемент - модификацию портландцемента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.
Читайте также: