способ цементирования нефтяных и газовых скважин и устройство для его осуществления. Цементация скважин нефть


Цементирование буровых газовых и нефтяных скважин

Цементирование буровых скважин является завершающим этапом их подготовки к эксплуатации и служит, прежде всего, для обеспечения максимальной долговечности всей конструкции. Производится цементирование колонны скважин путем применения технологии (прообраз которой впервые появился в далеком 1905 году на бакинских промыслах Российской империи), направленной на полное вытеснение специальным цементным раствором буровых жидкостей. Поскольку итогом цементирования становится образование непроницаемой «пробки» (или «тампона») – заливаемая смесь также носит название тампонажной.

Причины необходимости цементирования скважин

Главными среди них следует назвать три:
  • необходимость значительного повышения общей конструктивной прочности (цементирование нефтяных скважин, а также цементирование газовых скважин нивелирует влияние на обсадные трубы сил, возникающих при подвижках грунтов)
  • цементирование скважин позволяет защитить металлическую трубную поверхность от коррозии, вызываемой подпочвенной влагой
  • кроме того, скважина, соединяющая собой различные нефте-, газо- и водоносные горизонты при цементировании вновь надежно изолирует их друг от друга, предотвращая смешивание

Технология цементирования скважин

Современная технология цементирования скважин существенно отличается от своей «прабабушки» столетней давности – как компьютеризированными технологическими расчетами нужного водоцементного соотношения для цементных растворов (учитывающими десятки различных геологических, климатических, технических и прочих параметров), так и использующимися для них же специализированными добавками.

В число последних входят:
  • кварцевый песок (позволяющий минимизировать усадку и максимально увеличить прочность)
  • волокнистая целлюлоза (не допускающей утечки жидкого цемента даже в самую пористую породу)
  • «грунтующие» полимеры (при застывании расширяющиеся и уплотняющие прилежащий грунт)
  • «пуццоланы» (крошка сверхлегких минералов вулканического происхождения – водостойких и не боящихся агрессивных химикатов)

Кроме того, в процессе цементирования нефтяных скважин (а также цементирования газовых скважин) производится многоступенчатый контроль качества получаемого тампонажа.

Качество цементирования скважин оценивается с помощью следующих процедур:
  • термической (необходимой для определения уровня поднятия цемента)
  • акустической (позволяющей в 100% случаев обнаружить внутренние пустоты в цементе за счет разной скорости прохождения звуковой волны)
  • радиологической (своеобразного «рентгена» при цементировании скважин)

Способы цементирования скважин

На сегодняшний день используют 4 основных способа цементирования скважин:
  • одноступенчатое, или сплошное (после заливки цементной смеси в обсадную колонну, последняя заглушается пробкой, на которую под избыточным давлением подают промывочный раствор – в результате чего происходит вытеснение цемента в затрубное пространство)
  • двухступенчатое (технологически идентичное первому способу, но производящееся последовательно и отдельно для нижней части, а затем для верхней – при этом оба отдела разделяются специальным кольцом)
  • манжетное (также использующее сплошное кольцо-манжету – но уже для возможности провести цементирование скважин только в их верхней части)
  • обратное (единственный метод с заливкой раствора не в колонну, а сразу в затрубное пространство – с вытеснением буровых либо очистных растворов в колонную полость)

Процесс цементирования скважин

Сам процесс цементирования скважин происходит в 5 последовательных этапов:
  • в бетономешалках готовится тампонажная цементная смесь с необходимым водоцементным соотношением и количеством добавок
  • готовый к заливке раствор подается в скважину
  • запускается та или иная процедура его вытеснения в пространство между трубами и стенами шахты
  • ожидается окончание периода полного застывания
  • производится контроль качества (вышеописанными в предыдущих разделах методами)

Для удобства работы оборудование для цементирования скважин устанавливается на шасси одного из видов грузовиков (КАМАЗ, УРАЛ и пр.). Это удобно сразу по двум причинам – отсутствия необходимости каждый раз привлекать сторонние транспортные средства для перевозки комплексов конвейерного, смесительного, нагнетающего и прочего цементирующего оборудования, и возможности стационарно запитать данные системы от автомобильных двигателей.

В результате процесс подготовки раствора принимает следующий вид – все составляющие части дозируются и соединяются в бетономешалке, посредством добавления воды замешиваются до получения полностью однородной массы и закачиваются насосами в скважину (давление при этом достигает 30-35 МПа).

www.png-drilling.ru

способ цементирования нефтяных и газовых скважин и устройство для его осуществления - патент РФ 2291948

Изобретение относится к области добычи нефти и газа. Обеспечивает повышение качества цементирования. Согласно способу подготавливают скважину, спускают в нее обсадную колонну, удаляют буровой раствор из затрубного пространства путем замещения его буферной жидкостью с последующим замещением буферной жидкости путем закачки тампонажного раствора в трубную полость и последующего его продавливания в затрубное пространство скважины с герметизацией кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины. При этом обсадную колонну подвергают вибрационному воздействию с частотой, равной или кратной резонансной частоте обсадной колонны на этапах удаления бурового раствора из затрубного пространства и замещения его буферной жидкостью, заполнения ствола скважины тампонажным раствором с последующим его продавливанием в затрубное пространство и на этапе схватывания тампонажного раствора. Для ускоренного нарастания прочности и быстрого восстановления структурных связей в тампонажном растворе на последнем этапе уменьшают интенсивность вибрационного воздействия. Устройство содержит смонтированный на надземную часть обсадной колонны вибровозбудитель, частотный преобразователь для питания вибровозбудителя и задающий генератор для управления частотным преобразователем. Вибровозбудитель состоит из двух дебалансных электромеханических вибраторов, выполненных с параллельными с возможностью противоположного вращения валами, смонтированных на надземную часть обсадной колонны, непосредственно под цементировочной головкой с помощью вертикально расположенных опорных плит, охватывающих обсадную трубу. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Рисунки к патенту РФ 2291948

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а более точно к технике и технологии цементирования скважин с целью предотвращения заколонных перетоков флюидов и выбросов газа на устье.

Накопление нефти и газа в недрах земли происходит в осадочном чехле в хорошо проницаемых пористых структурах кристаллического каркаса коллектора, служащих природными резервуарами для флюидов. В естественных условиях природные резервуары ограничены по кровле и подошве непроницаемыми породами, препятствующими межпластовым перетокам флюидов.

Продуктивные пласты, разрабатываемые в настоящее время, залегают на глубинах от нескольких сотен до трех тысяч метров и более. Отмечается устойчивая тенденция по освоению все более глубоких горизонтов. Средние глубины нефтяных скважин Западной Сибири составляют 2500-3000 метров. Принятая в настоящее время стратегия освоения месторождения предусматривает бурение на самый глубокий продуктивный объект (пласт). Естественно, что при этом скважиной вскрываются все промежуточные коллекторские толщи с различным флюидным заполнением.

В процессе бурения межпластовые перетоки и фонтанирование флюидов исключаются применением утяжеленных буровых растворов. После завершения бурения и спуска колонны обсадных труб осуществляется крепление и цементирование скважины. В настоящее время цементирование считается основным и наилучшим способом тампонажа скважины. Тампонажный раствор должен иметь надежный контакт и плотно заполнять все промежутки между стенками скважины и обсадными трубами. При этом одновременно решается три задачи:

- повышается прочность скважины, уменьшается возможность смятия, излома или искривления обсадных труб;

- устраняются заколонные каналы сообщения пластов, межпластовые перетоки флюидов по кольцевому заколонному пространству, газопроявления на устье, возникновение «вторичных» нефтегазовых залежей;

- проникновение флюида через башмак внутрь скважины, создание надежного основания под башмак в слабых породах.

Известен способ цементирования скважин, в основу которого положена закачка тампонажного раствора в обсадные трубы с последующим продавливанием его в затрубное пространство, разработанный Эрлом Халлибартоном и впервые примененный им в 1919 г. в Оклахоме.

Принципиально было разработано два способа цементирования скважин:

1. Способ Перкинса - с двумя пробками, отделяющими тампонажный состав при его движении по обсадным трубам от других жидкостей (промывочной - с помощью нижней пробки и продавочной - с помощью верхней пробки).

2. Цементировка без разделительных пробок.

Способ Перкинса достаточно быстро получил признание у специалистов-нефтянников и в 1924 г. уже применялся даже на Бакинских нефтепромыслах в СССР (см., например, Справочник по нефтяному делу. Часть 1. Под ред. И.М.Губкина. Научно-издательское бюро Совета Нефтяной Промышленности. М., 1925. С.948).

Способ Перкинса оказался удивительно жизнеспособным и с некоторыми непринципиальными вариациями используется до настоящего времени (см. А.И.Булатов Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973, с.297).

Как известно, процесс цементирования обсадных колонн включает в себя две стадии: закачку тампонажного раствора в трубную полость и последующую его продавку в затрубное пространство скважины. При этом между закачкой и продавкой неизбежно возникает разрыв во времени, связанный с необходимостью раскрепления цементировочной пробки, отмывки и подключения гидроагрегатов на закачку продавочной жидкости.

Качество цементирования определяется сцеплением цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, обеспечением однородности состава тампонажного раствора, отсутствием объемных дефектов и микротрещин цементного камня.

Для повышения качества цементирования традиционно применяется расхаживание и вращение обсадных колонн (см. А.И.Булатов. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. Недра. М.: 1973, с.297., Арт Боннет, Демос Пафитис Миграция газа - взгляд вглубь проблемы./Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. Весна. 1998. С.18-33). Расхаживание представляет собой периодические подъемы и спуски колонны, заполненной тампонажным раствором с амплитудой 5-10 метров. Известно, что расхаживание и вращение способствуют разрушению статического напряжения сдвига бурового раствора, облегчая его удаление. Разрушение структуры защемленного глинистого раствора в сочетании с наличием скребков на наружной поверхности обсадной колонны обеспечивают очистку стенок скважины и контакт тампонажного раствора с породами.

Однако расхаживание помимо технических проблем его осуществления порождает ряд принципиальных проблем. Подъем колонны, заполненной тампонажным раствором или вытесняющей жидкостью, приводит к поршневому декомпрессионному эффекту, сопровождающемуся образованием дегазационных пузырей и, в последующем, объемных дефектов в цементном камне. При спуске обсадной колонны возникает повышенное (даже по сравнению с давлением продавливания) давление на забое и в заколонном пространстве, которое может при определенных условиях приводить к гидроразрыву пласта и поглощению буровых и тампонажных растворов. Вращение обсадных колонн не применимо для наклонных скважин (см. Килан Адамсон и др. Строительство скважин при высоких забойных давлениях и температурах./Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. Осень, 1999. Стр.42-57).

Основными видами осложнений при цементировании обсадных колонн в глубоких скважинах являются:

- недоподъем тампонажного раствора;

- гидроразрыв пласта;

- затрубные газоводонефтепроявления;

- поглощения буровых и тампонажных растворов.

Все указанные осложнения обычно происходят из-за преждевременного загустевания и схватывания тампонажного раствора.

Принципиально новыми подходами для повышения качества цементирования являются обеспечение режима круговой циркуляции тампонажного раствора (Пат. РФ 2235860, Е 21 В 33/14) и способ воздействия на тампонажный раствор ультразвуковыми колебаниями с помощью внутрискважинного погружного источника (Пат. РФ 2166063, Е 21 В 33/14, 27.04.01).

Практически все рассмотренные способы основаны на использовании явления тиксотропии - способности технологических жидкостей обратимо разжижаться при достаточно интенсивных механических воздействиях.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ цементирования обсадной трубы в скважине путем подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и воздействия на раствор гидроударными импульсами с частотой 20-150 Гц, генерируемыми синхронизированными устьевым и забойным источниками (SU 1523653 А1, «Способ цементирования обсадной колонны в буровых скважинах». Авт. Р.Ш.Рахимкулов).

Недостатками известного способа являются:

- использование двух гидравлических вибраторов, в том числе забойного;

- зависимость частоты гидроударных импульсов от скорости потока тампонажного раствора;

- необходимость синхронизации частоты устьевого и забойного гидравлических вибраторов.

Задачей изобретения является создание способа, значительно повышающего качество цементирования при одновременном упрощении его технической реализации.

Решение указанной задачи достигается при использовании следующих физических закономерностей.

Практически все основные технологические жидкости, применяемые при бурении и цементировании скважин, представляют собой суспензии или коллоидные растворы (т.е. взвесь мелких твердых частиц в жидкой среде), которые принципиально отличаются от классических (ньютоновских) жидкостей. Основное их отличие заключается в том, что эти растворы обладают способностью сохранять в статическом состоянии касательные напряжения, что характерно для твердых тел. Это свойство приводит к тому, например, что свободная поверхность тампонажного раствора может иметь уклон, не находясь в движении, в нем может находиться во взвешенном состоянии твердое тело, имеющее большую плотность, чем раствор, раствор не вытекает из трубки со свободными концами, поставленной вертикально.

Помимо перечисленных аномальных механических свойств коллоидные растворы обладают уникальной особенностью, получившей в физической литературе термин «тиксотропия». Первое упоминание о тиксотропии было сделано Куне, а детально этот эффект был рассмотрен Бэрусом в 1893 году, обнаружившим более быстрое падение стальных шариков в желатиновом растворе после перемешивания. В настоящее время в результате углубленного изучения упруго-вязко-пластичных свойств структурированных дисперсных систем тиксотропия определяется как способность некоторых дисперсных систем обратимо разжижаться при достаточно интенсивных механических воздействиях. Несколько позднее было обнаружено явление реопексии, которое заключается в нарастании прочности и структурировании дисперсных систем при малых скоростях деформирования. Таким образом механическое воздействие является высокоэффективным средством оперативного обратимого управления эффективной вязкостью структурированных дисперсных систем каковыми являются буровые и тампонажные растворы и промывочные жидкости.

Вибрационное воздействие как метод уплотнения и формования бетонных смесей повсеместно применяется в промышленности строительных материалов (0.3 млрд. м3 бетона в год). Метод прекрасно изучен и обеспечивает хорошее заполнение форм, эффективное уплотнение и повышение прочностных характеристик (Савинов О.А., Лавринович Е.В. Вибрационная техника уплотнения и формования бетонных смесей. - Л.: Стройиздат. Ленингр. отд-ние. 1986).

Предложен способ цементирования нефтяных и газовых скважин, включающий подготовку скважины, спуск в нее обсадной колонны, удаление бурового раствора из затрубного пространства путем замещения его буферной жидкостью с последующим замещением буферной жидкости путем закачки тампонажного раствора в трубную полость и последующего его продавливания в затрубное пространство скважины с герметизацией кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины, на этапах удаления бурового раствора из затрубья и замещения его буферной жидкостью, заполнения ствола скважины тампонажным раствором, последующим его продавливанием в затрубное пространство скважины и на этапе схватывания тампонажного раствора обсадную колонну подвергают вибрационному воздействию.

В процессе цементирования на этапах:

- удаления бурового раствора из затрубного пространства и замещения его буферной жидкостью;

- заполнения ствола скважины тампонажным раствором;

- продавливания тампонажного раствора из скважины в затрубное пространство, вибровоздействие на обсадную колонну осуществляют в режиме разрушения структурных связей технологических жидкостей, а на этапе схватывания тампонажного раствора уменьшают интенсивность вибрационного воздействия для достижения режима реопексии, что способствует ускоренному нарастанию прочности и быстрому восстановлению структурных связей в тампонажном растворе.

С целью увеличения амплитуды колебаний обсадной колонны частоту вибрационного воздействия устанавливают равной или кратной резонансной частоте обсадной колонны.

За счет резонансных колебаний вибрационным источником, передающим энергию колебаний технологическим жидкостям, является вся внутренняя и наружная поверхность обсадной колонны.

Предложено устройство для цементирования нефтяных и газовых скважин, которое содержит вибровозбудитель и частотный преобразователь, при этом вибровозбудитель состоит из двух дебалансных электромеханических вибраторов, смонтированных на надземную часть обсадной колонны непосредственно под цементировочной головкой с помощью вертикально расположенных опорных плит, охватывающих обсадную трубу.

Для реализации способа осуществляют подготовку скважины, спуск в нее обсадной колонны, удаление бурового раствора из затрубья путем замещения его буферной жидкостью и замещение буферной жидкости тампонажным раствором с герметизацией кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины, отличающийся тем, что на этапах закачки тампонажного раствора в трубную полость и последующей его продавки в затрубное пространство скважины колонна обсадных труб подвергается вибрационному воздействию.

Новым является то, что вибрационное воздействие на тампонажный раствор, находящийся как в стволе обсадной колонны, так и в затрубном пространстве передается всей внутренней и наружной поверхностью обсадной колонны, в которой возбуждаются резонансные колебания. Для возбуждения колебаний обсадной колонны на дневной поверхности непосредственно под устьевой тампонажной головкой на наружной поверхности обсадной трубы крепятся два дебалансных электромеханических вибровозбудителя. Для увеличения амплитуды колебаний обсадной трубы и уменьшения потребляемой мощности с помощью частотно управляемого привода осуществляют изменение частоты питания электромеханических вибровозбудителей, добиваясь резонансной настройки.

Предлагаемое устройство (Фиг.1) для цементирования нефтяных и газовых скважин состоит из двух дебалансных электромеханических вибровозбудителей (1), которые монтируются на надземную часть обсадной колонны (3) непосредственно под цементировочной головкой с помощью вертикально расположенных опорных плит (2), соединенных стяжными шпильками (4) и образующими ярмо (Фиг.2). Каждая из опорных плит (1) представляет собой отрезок швеллера стандартного профиля, имеющего специальные V-образные вырезы в полках, охватывающих обсадную трубу. Конструкция позволяет легко устанавливать вибровозбудитель на обсадные трубы различного диаметра. Вибровозбудитель (1) представляет собой серийно выпускаемое изделие, состоящее из двух асинхронных электродвигателей с установленными на концах вала ротора дебалансами. Дебалансы, вращаясь с валом ротора, создают центробежную (вынуждающую) силу. Для формирования направленных колебаний вибровозбудитель состоит из двух однотипных вибраторов с параллельными противоположно вращающимися валами. Питание вибровозбудителя осуществляют от частотного преобразователя (Фиг.3). Для увеличения амплитуды вынужденных колебаний обсадной колонны осуществляют резонансную настройку вибровозбудителя. Для этого частотный преобразователь включают в режим медленного линейного увеличения частоты и фиксируют минимум потребляемого тока. Эта частота соответствует резонансным условиям и ее выставляют в настройке частотного преобразователя. Достижение резонанса даже при маломощном вибровоздудителе хорошо фиксируется осязательно и визуально.

В процессе цементирования вибровоздействие на резонансной частоте обсадной колонны осуществляют на следующих этапах:

- на этапе удаления бурового раствора из затрубья и замещения его буферной жидкостью - с целью разрушения глинистой корки на горных породах, образующих стенки скважины, удаление глинистого раствора из каверн;

- на этапе заполнения ствола скважины тампонажным раствором - для снижения эффективной вязкости и гидравлического сопротивления;

- на этапе продавливания тампонажного раствора из скважины в заколонное пространство - для снижения эффективной вязкости, гидравлического сопротивления, создание надежного контакта с породой и наружной стенкой обсадной колонны, виброуплотнения тампонажного раствора.

На этих этапах интенсивность вибровоздействия обеспечивает достижение тиксотропии в соответствующих технологических жидкостях.

На этапе схватывания тампонажного раствора уменьшают интенсивность вибровоздействия для достижения режима реопексии, что способствует ускоренному нарастанию прочности и быстрому восстановлению структурных связей в тампонажном растворе.

Благодаря вибрационному воздействию на обсадную колонну обеспечивается значительное повышение качества цементирования, так как при этом достигается очистка стенок скважины от глинистой корки, удаление глинистого раствора из каверн, создание надежного контакта тампонажного раствора с породой и наружной стенкой обсадной колонны, виброуплотнение тампонажного раствора.

Все эти факторы способствуют достижению высокой герметичности заколонного пространства, что в конечном счете позволит снизить объем ремонтно-изоляционных работ, снизить вероятность возникновения межпластовых перетоков и обеспечить охрану недр и окружающей среды.

Способ упрощает технологию цементирования, повышает его качество, исключает вероятность возникновения гидроразрывов, позволяет эффективно управлять вязкостью тампонажного раствора без использования специальных химических реактивов.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ цементирования нефтяных и газовых скважин, включающий подготовку скважины, спуск в нее обсадной колонны, удаление бурового раствора из затрубного пространства путем замещения его буферной жидкостью с последующим замещением буферной жидкости путем закачки тампонажного раствора в трубную полость и последующего его продавливания в затрубное пространство скважины с герметизацией кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины, отличающийся тем, что обсадную колонну подвергают вибрационному воздействию с частотой, равной или кратной резонансной частоте обсадной колонны, на этапах удаления бурового раствора из затрубного пространства и замещения его буферной жидкостью, заполнения ствола скважины тампонажным раствором с последующим его продавливанием в затрубное пространство и на этапе схватывания тампонажного раствора, при этом для ускоренного нарастания прочности и быстрого восстановления структурных связей в тампонажном растворе на последнем этапе уменьшают интенсивность вибрационного воздействия.

2. Устройство для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащее смонтированный на надземную часть обсадной колонны вибровозбудитель, отличающееся тем, что оно содержит частотный преобразователь для питания вибровозбудителя и задающий генератор для управления частотным преобразователем, вибровозбудитель состоит из двух дебалансных электромеханических вибраторов, выполненных с параллельными с возможностью противоположного вращения валами, смонтированных на надземную часть обсадной колонны непосредственно под цементировочной головкой с помощью вертикально расположенных опорных плит, охватывающих обсадную трубу.

www.freepatent.ru

Способ цементирования нефтяных и газовых скважин и устройство для его осуществления

Изобретение относится к области добычи нефти и газа. Обеспечивает повышение качества цементирования. Согласно способу подготавливают скважину, спускают в нее обсадную колонну, удаляют буровой раствор из затрубного пространства путем замещения его буферной жидкостью с последующим замещением буферной жидкости путем закачки тампонажного раствора в трубную полость и последующего его продавливания в затрубное пространство скважины с герметизацией кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины. При этом обсадную колонну подвергают вибрационному воздействию с частотой, равной или кратной резонансной частоте обсадной колонны на этапах удаления бурового раствора из затрубного пространства и замещения его буферной жидкостью, заполнения ствола скважины тампонажным раствором с последующим его продавливанием в затрубное пространство и на этапе схватывания тампонажного раствора. Для ускоренного нарастания прочности и быстрого восстановления структурных связей в тампонажном растворе на последнем этапе уменьшают интенсивность вибрационного воздействия. Устройство содержит смонтированный на надземную часть обсадной колонны вибровозбудитель, частотный преобразователь для питания вибровозбудителя и задающий генератор для управления частотным преобразователем. Вибровозбудитель состоит из двух дебалансных электромеханических вибраторов, выполненных с параллельными с возможностью противоположного вращения валами, смонтированных на надземную часть обсадной колонны, непосредственно под цементировочной головкой с помощью вертикально расположенных опорных плит, охватывающих обсадную трубу. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а более точно к технике и технологии цементирования скважин с целью предотвращения заколонных перетоков флюидов и выбросов газа на устье.

Накопление нефти и газа в недрах земли происходит в осадочном чехле в хорошо проницаемых пористых структурах кристаллического каркаса коллектора, служащих природными резервуарами для флюидов. В естественных условиях природные резервуары ограничены по кровле и подошве непроницаемыми породами, препятствующими межпластовым перетокам флюидов.

Продуктивные пласты, разрабатываемые в настоящее время, залегают на глубинах от нескольких сотен до трех тысяч метров и более. Отмечается устойчивая тенденция по освоению все более глубоких горизонтов. Средние глубины нефтяных скважин Западной Сибири составляют 2500-3000 метров. Принятая в настоящее время стратегия освоения месторождения предусматривает бурение на самый глубокий продуктивный объект (пласт). Естественно, что при этом скважиной вскрываются все промежуточные коллекторские толщи с различным флюидным заполнением.

В процессе бурения межпластовые перетоки и фонтанирование флюидов исключаются применением утяжеленных буровых растворов. После завершения бурения и спуска колонны обсадных труб осуществляется крепление и цементирование скважины. В настоящее время цементирование считается основным и наилучшим способом тампонажа скважины. Тампонажный раствор должен иметь надежный контакт и плотно заполнять все промежутки между стенками скважины и обсадными трубами. При этом одновременно решается три задачи:

- повышается прочность скважины, уменьшается возможность смятия, излома или искривления обсадных труб;

- устраняются заколонные каналы сообщения пластов, межпластовые перетоки флюидов по кольцевому заколонному пространству, газопроявления на устье, возникновение «вторичных» нефтегазовых залежей;

- проникновение флюида через башмак внутрь скважины, создание надежного основания под башмак в слабых породах.

Известен способ цементирования скважин, в основу которого положена закачка тампонажного раствора в обсадные трубы с последующим продавливанием его в затрубное пространство, разработанный Эрлом Халлибартоном и впервые примененный им в 1919 г. в Оклахоме.

Принципиально было разработано два способа цементирования скважин:

1. Способ Перкинса - с двумя пробками, отделяющими тампонажный состав при его движении по обсадным трубам от других жидкостей (промывочной - с помощью нижней пробки и продавочной - с помощью верхней пробки).

2. Цементировка без разделительных пробок.

Способ Перкинса достаточно быстро получил признание у специалистов-нефтянников и в 1924 г. уже применялся даже на Бакинских нефтепромыслах в СССР (см., например, Справочник по нефтяному делу. Часть 1. Под ред. И.М.Губкина. Научно-издательское бюро Совета Нефтяной Промышленности. М., 1925. С.948).

Способ Перкинса оказался удивительно жизнеспособным и с некоторыми непринципиальными вариациями используется до настоящего времени (см. А.И.Булатов Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973, с.297).

Как известно, процесс цементирования обсадных колонн включает в себя две стадии: закачку тампонажного раствора в трубную полость и последующую его продавку в затрубное пространство скважины. При этом между закачкой и продавкой неизбежно возникает разрыв во времени, связанный с необходимостью раскрепления цементировочной пробки, отмывки и подключения гидроагрегатов на закачку продавочной жидкости.

Качество цементирования определяется сцеплением цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, обеспечением однородности состава тампонажного раствора, отсутствием объемных дефектов и микротрещин цементного камня.

Для повышения качества цементирования традиционно применяется расхаживание и вращение обсадных колонн (см. А.И.Булатов. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. Недра. М.: 1973, с.297., Арт Боннет, Демос Пафитис Миграция газа - взгляд вглубь проблемы./Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. Весна. 1998. С.18-33). Расхаживание представляет собой периодические подъемы и спуски колонны, заполненной тампонажным раствором с амплитудой 5-10 метров. Известно, что расхаживание и вращение способствуют разрушению статического напряжения сдвига бурового раствора, облегчая его удаление. Разрушение структуры защемленного глинистого раствора в сочетании с наличием скребков на наружной поверхности обсадной колонны обеспечивают очистку стенок скважины и контакт тампонажного раствора с породами.

Однако расхаживание помимо технических проблем его осуществления порождает ряд принципиальных проблем. Подъем колонны, заполненной тампонажным раствором или вытесняющей жидкостью, приводит к поршневому декомпрессионному эффекту, сопровождающемуся образованием дегазационных пузырей и, в последующем, объемных дефектов в цементном камне. При спуске обсадной колонны возникает повышенное (даже по сравнению с давлением продавливания) давление на забое и в заколонном пространстве, которое может при определенных условиях приводить к гидроразрыву пласта и поглощению буровых и тампонажных растворов. Вращение обсадных колонн не применимо для наклонных скважин (см. Килан Адамсон и др. Строительство скважин при высоких забойных давлениях и температурах./Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. Осень, 1999. Стр.42-57).

Основными видами осложнений при цементировании обсадных колонн в глубоких скважинах являются:

- недоподъем тампонажного раствора;

- гидроразрыв пласта;

- затрубные газоводонефтепроявления;

- поглощения буровых и тампонажных растворов.

Все указанные осложнения обычно происходят из-за преждевременного загустевания и схватывания тампонажного раствора.

Принципиально новыми подходами для повышения качества цементирования являются обеспечение режима круговой циркуляции тампонажного раствора (Пат. РФ 2235860, Е 21 В 33/14) и способ воздействия на тампонажный раствор ультразвуковыми колебаниями с помощью внутрискважинного погружного источника (Пат. РФ 2166063, Е 21 В 33/14, 27.04.01).

Практически все рассмотренные способы основаны на использовании явления тиксотропии - способности технологических жидкостей обратимо разжижаться при достаточно интенсивных механических воздействиях.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ цементирования обсадной трубы в скважине путем подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и воздействия на раствор гидроударными импульсами с частотой 20-150 Гц, генерируемыми синхронизированными устьевым и забойным источниками (SU 1523653 А1, «Способ цементирования обсадной колонны в буровых скважинах». Авт. Р.Ш.Рахимкулов).

Недостатками известного способа являются:

- использование двух гидравлических вибраторов, в том числе забойного;

- зависимость частоты гидроударных импульсов от скорости потока тампонажного раствора;

- необходимость синхронизации частоты устьевого и забойного гидравлических вибраторов.

Задачей изобретения является создание способа, значительно повышающего качество цементирования при одновременном упрощении его технической реализации.

Решение указанной задачи достигается при использовании следующих физических закономерностей.

Практически все основные технологические жидкости, применяемые при бурении и цементировании скважин, представляют собой суспензии или коллоидные растворы (т.е. взвесь мелких твердых частиц в жидкой среде), которые принципиально отличаются от классических (ньютоновских) жидкостей. Основное их отличие заключается в том, что эти растворы обладают способностью сохранять в статическом состоянии касательные напряжения, что характерно для твердых тел. Это свойство приводит к тому, например, что свободная поверхность тампонажного раствора может иметь уклон, не находясь в движении, в нем может находиться во взвешенном состоянии твердое тело, имеющее большую плотность, чем раствор, раствор не вытекает из трубки со свободными концами, поставленной вертикально.

Помимо перечисленных аномальных механических свойств коллоидные растворы обладают уникальной особенностью, получившей в физической литературе термин «тиксотропия». Первое упоминание о тиксотропии было сделано Куне, а детально этот эффект был рассмотрен Бэрусом в 1893 году, обнаружившим более быстрое падение стальных шариков в желатиновом растворе после перемешивания. В настоящее время в результате углубленного изучения упруго-вязко-пластичных свойств структурированных дисперсных систем тиксотропия определяется как способность некоторых дисперсных систем обратимо разжижаться при достаточно интенсивных механических воздействиях. Несколько позднее было обнаружено явление реопексии, которое заключается в нарастании прочности и структурировании дисперсных систем при малых скоростях деформирования. Таким образом механическое воздействие является высокоэффективным средством оперативного обратимого управления эффективной вязкостью структурированных дисперсных систем каковыми являются буровые и тампонажные растворы и промывочные жидкости.

Вибрационное воздействие как метод уплотнения и формования бетонных смесей повсеместно применяется в промышленности строительных материалов (0.3 млрд. м3 бетона в год). Метод прекрасно изучен и обеспечивает хорошее заполнение форм, эффективное уплотнение и повышение прочностных характеристик (Савинов О.А., Лавринович Е.В. Вибрационная техника уплотнения и формования бетонных смесей. - Л.: Стройиздат. Ленингр. отд-ние. 1986).

Предложен способ цементирования нефтяных и газовых скважин, включающий подготовку скважины, спуск в нее обсадной колонны, удаление бурового раствора из затрубного пространства путем замещения его буферной жидкостью с последующим замещением буферной жидкости путем закачки тампонажного раствора в трубную полость и последующего его продавливания в затрубное пространство скважины с герметизацией кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины, на этапах удаления бурового раствора из затрубья и замещения его буферной жидкостью, заполнения ствола скважины тампонажным раствором, последующим его продавливанием в затрубное пространство скважины и на этапе схватывания тампонажного раствора обсадную колонну подвергают вибрационному воздействию.

В процессе цементирования на этапах:

- удаления бурового раствора из затрубного пространства и замещения его буферной жидкостью;

- заполнения ствола скважины тампонажным раствором;

- продавливания тампонажного раствора из скважины в затрубное пространство, вибровоздействие на обсадную колонну осуществляют в режиме разрушения структурных связей технологических жидкостей, а на этапе схватывания тампонажного раствора уменьшают интенсивность вибрационного воздействия для достижения режима реопексии, что способствует ускоренному нарастанию прочности и быстрому восстановлению структурных связей в тампонажном растворе.

С целью увеличения амплитуды колебаний обсадной колонны частоту вибрационного воздействия устанавливают равной или кратной резонансной частоте обсадной колонны.

За счет резонансных колебаний вибрационным источником, передающим энергию колебаний технологическим жидкостям, является вся внутренняя и наружная поверхность обсадной колонны.

Предложено устройство для цементирования нефтяных и газовых скважин, которое содержит вибровозбудитель и частотный преобразователь, при этом вибровозбудитель состоит из двух дебалансных электромеханических вибраторов, смонтированных на надземную часть обсадной колонны непосредственно под цементировочной головкой с помощью вертикально расположенных опорных плит, охватывающих обсадную трубу.

Для реализации способа осуществляют подготовку скважины, спуск в нее обсадной колонны, удаление бурового раствора из затрубья путем замещения его буферной жидкостью и замещение буферной жидкости тампонажным раствором с герметизацией кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины, отличающийся тем, что на этапах закачки тампонажного раствора в трубную полость и последующей его продавки в затрубное пространство скважины колонна обсадных труб подвергается вибрационному воздействию.

Новым является то, что вибрационное воздействие на тампонажный раствор, находящийся как в стволе обсадной колонны, так и в затрубном пространстве передается всей внутренней и наружной поверхностью обсадной колонны, в которой возбуждаются резонансные колебания. Для возбуждения колебаний обсадной колонны на дневной поверхности непосредственно под устьевой тампонажной головкой на наружной поверхности обсадной трубы крепятся два дебалансных электромеханических вибровозбудителя. Для увеличения амплитуды колебаний обсадной трубы и уменьшения потребляемой мощности с помощью частотно управляемого привода осуществляют изменение частоты питания электромеханических вибровозбудителей, добиваясь резонансной настройки.

Предлагаемое устройство (Фиг.1) для цементирования нефтяных и газовых скважин состоит из двух дебалансных электромеханических вибровозбудителей (1), которые монтируются на надземную часть обсадной колонны (3) непосредственно под цементировочной головкой с помощью вертикально расположенных опорных плит (2), соединенных стяжными шпильками (4) и образующими ярмо (Фиг.2). Каждая из опорных плит (1) представляет собой отрезок швеллера стандартного профиля, имеющего специальные V-образные вырезы в полках, охватывающих обсадную трубу. Конструкция позволяет легко устанавливать вибровозбудитель на обсадные трубы различного диаметра. Вибровозбудитель (1) представляет собой серийно выпускаемое изделие, состоящее из двух асинхронных электродвигателей с установленными на концах вала ротора дебалансами. Дебалансы, вращаясь с валом ротора, создают центробежную (вынуждающую) силу. Для формирования направленных колебаний вибровозбудитель состоит из двух однотипных вибраторов с параллельными противоположно вращающимися валами. Питание вибровозбудителя осуществляют от частотного преобразователя (Фиг.3). Для увеличения амплитуды вынужденных колебаний обсадной колонны осуществляют резонансную настройку вибровозбудителя. Для этого частотный преобразователь включают в режим медленного линейного увеличения частоты и фиксируют минимум потребляемого тока. Эта частота соответствует резонансным условиям и ее выставляют в настройке частотного преобразователя. Достижение резонанса даже при маломощном вибровоздудителе хорошо фиксируется осязательно и визуально.

В процессе цементирования вибровоздействие на резонансной частоте обсадной колонны осуществляют на следующих этапах:

- на этапе удаления бурового раствора из затрубья и замещения его буферной жидкостью - с целью разрушения глинистой корки на горных породах, образующих стенки скважины, удаление глинистого раствора из каверн;

- на этапе заполнения ствола скважины тампонажным раствором - для снижения эффективной вязкости и гидравлического сопротивления;

- на этапе продавливания тампонажного раствора из скважины в заколонное пространство - для снижения эффективной вязкости, гидравлического сопротивления, создание надежного контакта с породой и наружной стенкой обсадной колонны, виброуплотнения тампонажного раствора.

На этих этапах интенсивность вибровоздействия обеспечивает достижение тиксотропии в соответствующих технологических жидкостях.

На этапе схватывания тампонажного раствора уменьшают интенсивность вибровоздействия для достижения режима реопексии, что способствует ускоренному нарастанию прочности и быстрому восстановлению структурных связей в тампонажном растворе.

Благодаря вибрационному воздействию на обсадную колонну обеспечивается значительное повышение качества цементирования, так как при этом достигается очистка стенок скважины от глинистой корки, удаление глинистого раствора из каверн, создание надежного контакта тампонажного раствора с породой и наружной стенкой обсадной колонны, виброуплотнение тампонажного раствора.

Все эти факторы способствуют достижению высокой герметичности заколонного пространства, что в конечном счете позволит снизить объем ремонтно-изоляционных работ, снизить вероятность возникновения межпластовых перетоков и обеспечить охрану недр и окружающей среды.

Способ упрощает технологию цементирования, повышает его качество, исключает вероятность возникновения гидроразрывов, позволяет эффективно управлять вязкостью тампонажного раствора без использования специальных химических реактивов.

1. Способ цементирования нефтяных и газовых скважин, включающий подготовку скважины, спуск в нее обсадной колонны, удаление бурового раствора из затрубного пространства путем замещения его буферной жидкостью с последующим замещением буферной жидкости путем закачки тампонажного раствора в трубную полость и последующего его продавливания в затрубное пространство скважины с герметизацией кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины, отличающийся тем, что обсадную колонну подвергают вибрационному воздействию с частотой, равной или кратной резонансной частоте обсадной колонны, на этапах удаления бурового раствора из затрубного пространства и замещения его буферной жидкостью, заполнения ствола скважины тампонажным раствором с последующим его продавливанием в затрубное пространство и на этапе схватывания тампонажного раствора, при этом для ускоренного нарастания прочности и быстрого восстановления структурных связей в тампонажном растворе на последнем этапе уменьшают интенсивность вибрационного воздействия.

2. Устройство для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащее смонтированный на надземную часть обсадной колонны вибровозбудитель, отличающееся тем, что оно содержит частотный преобразователь для питания вибровозбудителя и задающий генератор для управления частотным преобразователем, вибровозбудитель состоит из двух дебалансных электромеханических вибраторов, выполненных с параллельными с возможностью противоположного вращения валами, смонтированных на надземную часть обсадной колонны непосредственно под цементировочной головкой с помощью вертикально расположенных опорных плит, охватывающих обсадную трубу.

www.findpatent.ru

особенности осуществления подачи тампонажного раствора

Заключительный этап проведения буровых работ сопровождается процессом, который предполагает цементирование скважин. От того, насколько качественно будут проведены эти работы, зависит жизнеспособность всей конструкции. Основная цель, преследуемая в процессе проведения данной процедуры, заключается в замещении бурового раствора цементным, который имеет еще одно название — тампонажный раствор. Цементирование скважин предполагает введение состава, который должен затвердеть, превратившись в камень. На сегодняшний день существует несколько способов осуществления процесса цементирования скважин, наиболее часто используемому из них более 100 лет. Это одноступенчатое цементирование обсадной колонны, явленное миру в 1905 году и используемое сегодня лишь с некоторыми доработками.

Схема цементирования с одной пробкой.

Процесс цементирования

Технология осуществления цементирования скважин предполагает проведение 5 главных видов работ: первый — замешивание тампонажного раствора, второй — закачивание состава в скважину, третий — подача смеси выбранным методом в затрубное пространство, четвертый — затвердевание тампонажной смеси, пятый — проверка качества осуществленных работ.

Перед стартом работ должна быть составлена схема цементирования, которая имеет в основе технические расчеты процесса. Важно будет при этом взять во внимание горно-геологические условия; протяженность интервала, которому необходимо укрепление; характеристики конструкции скважинного ствола, а также его состояние. Следует использовать в процессе проведения расчетов и опыт осуществления таких работ в определенном районе.

Вернуться к оглавлению

Особенности нагнетания

Рисунок 1. Схема процесса одноступенчатого цементирования.

Цементирование допустимо производить разными методами подачи смеси в затрубное пространство, более того, могут быть применены в процессе проведения работ и различные приспособления. Цементирование скважин может предполагать прямую подачу смеси, такая схема предполагает поступление цемента во внутреннее пространство обсадной колонны с последующим его прохождением непосредственно до башмака и дальнейшим поступлением в затрубное пространство, при этом поступление раствора производится снизу вверх. При обратной схеме закачка производится в обратном порядке, сверху вниз.

Если упоминать промышленные масштабы, то процесс цементирования, как правило, осуществляется с использованием прямой схемы.

Осуществление цементирования скважин при этом может производиться в один подход, в ходе которого требуемый объем для тампонирования смеси продавливается за один раз.

На рис. 1 можно увидеть изображение схем процесса одноступенчатого цементирования. «I» — старт подачи смеси в ствол. «II» — это подача смеси, нагнетаемой в скважину, когда раствор перемещается вниз по обсадной колонне, «III» — это старт продавливания тампонажного состава в затрубное пространство, «IV» — это заключительный этап продавливания смеси. На схеме 1 — манометр, который отвечает за контроль уровня давления; 2 — цементировочная головка; 3 — пробка, расположенная сверху; 4 — нижняя пробка; 5 — обсадная колонна; 6 — стены скважины; 7 — стоп-кольцо; 8 — жидкость, предназначенная для продавливания тампонажной смеси; 9 — буровой раствор; 10 — цементная смесь.

Схема цементирования с двумя пробками.

Двухступенчатое цементирование применяется, когда скважина имеет значительную глубину. Технологический процесс делится на поочередное заполнение отдельных интервалов посредством применения оборудования. Манжетное цементирование, в отличие от вышеперечисленных способов, предполагает защиту части ствола от прохождения тампонажной смеси. Манжета позволяет изолировать участок, располагающийся на протяженности продуктивного пласта. Скважина может иметь скрытые колонны и секции, их цементирование можно выделить в отдельную группу.

Осуществление цементирования скважин, независимо от выбранного метода проведения работ, преследует цель изгнания из затрубного пространства раствора, образованного бурением, что возможно путем помещения туда тампонажного раствора. Цементирование обеспечивает полное заполнение тампонажной смесью интервала ствола; устранение промывочной жидкости посредством проникновения цементной смеси в рамках интервала, предназначенного для цементирования; защиту тампонажной смеси от проникновения промывочной жидкости; образование цементного камня, который характеризуется значительной устойчивостью к разного рода воздействиям в виде глубинных нагрузок; отличное сцепление цементного камня со стенами скважины и с поверхностью обсадной колонны.

Если скважину качественно зацементировать, то это позволит во много раз увеличить долговечность глубинных сооружений и срок их эксплуатации. Цементирование можно произвести только при наличии специального оборудования.

Вернуться к оглавлению

Инструменты и материалы

Схема цементировочной головки.

  • цементировочные агрегаты, предназначенные для проведения затворения смеси и ее последующего продавливания под значительным давлением;
  • цементно-смесительное оборудование;
  • цементировочная головка для осуществления промывки ствола и дальнейшего цементирования его стен;
  • заливочные пробки для двухступенчатого цементирования;
  • краны высокого давления;
  • стальные гибкие шланги;
  • устройства, предназначенные для проведения распределения раствора.

Вернуться к оглавлению

Рекомендации специалистов

Цементируется скважина только раствором с тщательно подобранным составом, который будет зависеть от структуры грунтовых слоев. Для того чтобы более плотно была произведена цементация затрубного пространства, необходимо применять увеличивающийся в объеме раствор. Если скважина обустроена в толще пористой горной структуры, то при ее цементировании нельзя использовать обычный цементный раствор, так как он станет поступать в толщу геологической структуры, и это станет причиной большого перерасхода материала. По этой причине, если при предварительном геологическом обследовании были обнаружены пористые слои грунта, следует использовать смесь, которая имеет в составе волокнистый наполнитель на базе тростника, асбеста, бумаги и иных материалов волокнистого типа.

Схема заканчивания скважины открытым забоем.

Обычную цементно-песчаную смесь необходимо применять в случае обнаружения глинистой почвы, которая способна гарантировать надежное сцепление. Кроме того, жидкая смесь позволяет выполнить разобщение слоев грунта, то есть организуется хорошая межпочвенная герметизация.

Подготовительный этап цементирования должен предполагать не только выбор метода заполнения затрубного пространства и состава смеси, но и подготовку оборудования, что предусматривает проверку наибольшего рабочего давления и производительности подачи смеси.

Необходимо произвести качественную промывку скважины и самого затрубного пространства обычной водой, что позволит очистить пространство от буровых остатков почвы. Если пренебречь этим этапом, то это может стать причиной недостаточного заполнения смесью нужного пространства. В дальнейшем это приведет к перемещению почвы и повреждению обсадной трубы.

При подготовке тампонажной смеси следует обязательно добавить в нее коррекционные составляющие, которые станут регулировать пластичные характеристики смеси и сроки ее схватывания, так как процесс заполнения затрубного пространства предполагает трату значительного времени.

Для того чтобы гарантировать качественное заполнение пространства, при котором не будет повреждена сама скважина, период жизни тампонажной смеси минимум должен быть равен 3 часам, тогда как достижение им полной твердости должно осуществиться не позднее 72 часов.

Для того чтобы цементировать скважину, оборудование можно установить на грузовых автомобилях. Стоит помнить, что цементирование будет проведено качественно, если в процессе осуществления работ будет использован квалифицированный труд, а также материалы, оборудование и инструменты, которые предназначены для выполнения поставленной задачи.

www.vseoburenii.ru

Процесс - цементирование - скважина

Процесс - цементирование - скважина

Cтраница 3

Для безаварийного проведения процесса цементирования скважин следует уделять весьма серьезное внимание организации этого процесса.  [31]

Со всеми особенностями процесса цементирования скважин руководитель работ должен познакомить всех исполнителей.  [32]

Выезжающие для проведения процесса цементирования скважин цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины должны быть исправны. Особое внимание должно быть обращено на исправность механизмов управления, муфт сцепления, манометров. Манометры без пломбы и указаний сроков проверки, с дефектами в виде отклонений стрелки, нарушениями резьбы применять категорически запрещается.  [33]

Работникам, занимающимся процессами цементирования скважин, необходимо знать закономерности изменения температуры и давления в стволе скважины в процессе работы и покоя.  [34]

Важную роль в процессе цементирования скважин играют буферные жидкости.  [35]

Цементный раствор в процессе цементирования скважин взаимодействует с пористой средой, что, безусловно, должно влиять на реологические свойства, а также и на другие параметры, характеризующие цементный раствор. Водоотдача цементного раствора, обычно, определяется при фильтрации его через фильтровальную бумагу. Ниже приводятся эксперименты по установлению влияния пропускной способности фильтра на водоотдачу, которая определяет и другие параметры, в частности сроки схватывания.  [36]

Предназначена для оперативного управления процессом цементирования скважин и для автоматического контроля и записи давления, плотности, мгновенного и суммарного расхода прокачиваемой жидкости, а также коэффициента приемистости при гидроразрыве пластов.  [37]

Для контроля и управления процессом цементирования скважин применяется передвижная самоходная установка СКЦ. Установка состоит из самоходной лаборатории контроля цементировочных работ ( ЛКЦ), монтируемой в специальном утепленном кузове на автомашине, прицепа контроля цементирования ( ПКЦ), на котором смонтированы манифольд с датчиками, контролирующими параметры закачиваемого в скважину раствора, и комплекта выносных блоков датчиков и узлов связи, устанавливаемых на цементировочных агрегатах и смесительных машинах. Контрольная аппаратура установки позволяет вести работу с шестью цементосмесительными машинами и 14 цементировочными агрегатами. Установка измеряет плотность цементного раствора, давление в цементировочной головке, мгновенное значение расхода цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в скважину, и суммарный объем прокачанной жидкости. Первые три параметра регистрируются на одной ленте самопишущего прибора, смонтированного на пульте контроля в ЛКЦ.  [39]

Для контроля и управления процессом цементирования скважин ВНИИКАнефте-газ разработана станция СКЦ-2М, включающая самоходную лабораторию, самоходный манифольд на давление 400 кгс / см2 и аппаратуру контроля и управления работой 14 цементировочных агрегатов и 6 цементно-смесительных машин.  [40]

Максимальное снижение проницаемости в процессе цементирования скважин происходит в пластах, вскрытых с применением промывочных жидкостей на нефтяной основе, с использованием аэрированных и других нефильтрующихся промывочных жидкостей.  [41]

Кроме того, в процессе цементирования скважин тампонаж-ные растворы приготавливаются: смешением водных суспензий цемента и добавок или затворенном портландцемента или шлака на водной суспензии минеральных добавок в специальных гидравлических смесителях и напорных коллекторах или Непосредственно в цементировочной головке. Из анализа существующей технологии приготовления тампонажных смесей с применением различных местных материалов для сложных геологических условий выявлено, что при всех применяемых способах приготовления тампонажных смесей невозможно добиться необходимой равномерности перемешивания всего состава смеси.  [42]

Важное значение как в процессе цементирования скважин, так и при твердении камня из тампонажного раствора имеет давление. При проведении работ в скважине различают статическое и динамическое давление.  [43]

По мнению авторов [2], процесс цементирования скважин с большим отклонением забоя протекает так же, как в вертикальных стволах. Единственным отличием они считают то, что в стволе наклонной скважины происходит гравитационное разделение цементного и бурового растворов. Скважины рекомендуется цементировать с учетом этого явления. В частности, рекомендуют применять тампонажный и продавочный буровой растворы одинаковой плотности. В работе отмечены специфические особенности изоляции водоносных горизонтов, заканчи-вания и эксплуатации скважин с большим отклонением забоев.  [44]

Применение инструмента практически не усложняет процесс цементирования скважины, в частности, после этого процесса в полости обсадной колонны не остается каких-либо устройств или цементного камня, требующих разбуривания.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Совершенствование качества цементирования обсадных колонн на Южно-Приобском месторождении - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Sophistication of cementing quality of casing columns at South-Priobskoe field

R. FETSENETS, Gazpromneft-Khantos Co. Ltd., S. LYAKH, A. KUZNETSOV, E. NAYKOV, Halliburton Int Inc.

ООО «Газпромнефть-Хантос» уделяет большое внимание качеству строительства скважин на Южно-Приобском месторождении (Западная Сибирь), разработкой которого занимается с 2002 г. Одним из главнейших показателей качества строительства скважин является цементирование эксплуатационных колонн – как завершающий и наиболее ответственный этап, успешность которого определяет длительную, безаварийную и эффективную эксплуатацию. В то время, как некачественное цементирование может значительно снизить экономическую ценность скважины, требуя остановки добычи для производства дорогостоящих работ по исправительному цементированию. В худшем случае может полностью разрушить продукт труда многих участников строительства скважины.

On using Halliburton Int Inc. technologies {in Gazpromneft-Khantos Co) increasing quality of wells construction at South-Priobskoe field (Western Siberia)

Показательным примером в совершенствовании качества крепления скважин является деятельность компании Halli­burton Int. Inc., работающей на Южно-Приобском месторождении с 2005 г. Более 650 эксплуатационных колонн было зацементировано в период 2005 – 2009 гг. с постоянным поиском наиболее эффективных методов повышения качества крепления. Такой большой практический опыт позволил достичь к 2009 г. высокого качества цементирования эксплуатационных колонн, превышая отметку в 90% сплошного сцепления «цемент-колонна» в интервале продуктивных пластов (рис. 1, 2).

Рис. 1. Динамика качества цементирования за период 2005 – 2009 гг. (весь интервал цементирования)

Рис. 2. Динамика качества цементирования за период 2006 – 2009 гг. (интервал продуктивных пластов)

Значительное повышение качества крепления обсадных колонн на сегодняшний день достигается за счет применения ряда организационных, технических и технологических мер, таких, как: центрирование обсадной колонны, применение новой оснастки, совершенствование дизайна цементных растворов и буферов с применением различных химических добавок, оптимизация технологических режимов при цементировании, подбор сопоставимых буровых раст­воров. Цементирование скважин является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважины. Выбор типа бурового раствора, дизайна и способов закачки цементных растворов во многом обусловлены особенностями геологического строения месторождения. На Южно-Приобском месторождении строят скважины по S-образному профилю с зенитным углом до 55°. Конструкция скважины представляет собой: направление 120 – 300 м, кондуктор глубиной 820 – 1500 м и эксплуатационная колонна глубиной 2800 – 3800 м (рис. 3).

Рис. 3. Профиль скважины

Качественная изоляция пластов во многом зависит от правильного подбора мер, учитывающих технические и горно-геологические условия разреза скважины. Ниже приведены некоторые наиболее важные факторы:
  • Наличие в разрезе неустойчивых пород березовской свиты в интервале 900 – 1050 м по вертикали, кошайской свиты в интервале 1900 – 2100 м, нередко осыпающихся и дающих осложнения как в процессе бурения, так и при спуске эксплуатационных колонн.
  • Наличие слабых зон с низким давлением ГРП 11 МПа на глубине 1000 – 1600 м, создающее угрозу потери циркуляции во время бурения и цементирования эксплуатационных колонн.
  • Повышенные требования к прочности цементного камня из-за стрессовых механических нагрузок, возникающих во время перфорации колонны и проведения гидроразрыва пласта.
  • Смещение проектных забоев скважин до 2500 м.
Учитывая эти факторы, группа специалистов проводила кропотливую и тщательную работу по совершенствованию технологий цементирования, подбору компонентов цементных смесей с целью создания условий для достижения конечной цели – качественной изоляции эксплуатационных колонн.Изменение диаметра эксплуатационных колонн с 178 мм на 168 мм увеличило зазор между колонной и стенками скважины и снизило гидравлические сопротивления в процессе цементирования. Это позволило значительно повысить производительность насосов во время продавки с 1,6 м3/ч до 2,1 м3/ч с целью оптимизации режима течения жидкостей в затрубном пространстве и наилучшего замещения бурового раствора (рис. 4).

Рис. 4. График работы в режиме реального времени на скважине №20535 куст 61 168 мм

Постоянная работа по совершенствованию буферных и промывочных жидкостей позволила подобрать оптимальный состав, обеспечивающий удаление фильтрационной (глинистой) корки с поверхности стенок скважины и обсадных труб, за счет чего улучшается адгезия цементного камня со стенками скважины и обсадной трубой. В качестве разделительного буфера применяется техническая вода. Объем буфера со временем увеличили с 4,7 м3 до 10 м3 для обеспечения максимального разделения бурового раствора от цементного. Промывочный буфер представляет раствор соли фосфата натрия плотностью 1,03 г/см3 с добавлением ПАВ, концентрация которых тщательно подбирается с учетом скважинных условий. Утяжеленный буфер «Scavenger» с высокой абразивной способностью объемом 3,2 м3 и плотностью 1,3 г/см3 составляет третий барьер и несет функцию окончательного вытеснения и замещения бурового раствора. Таким образом, трехкомпонентная буферная система достигает в затрубе длины 700 – 800 м, что увеличивает время контакта буфера с колонной и стенками скважины и обеспечивает практически полное замещение бурового раствора (без вероятности выброса при таком значительном снижении гидродинамического давления на пласты). Также проведено несколько успешных работ с применением реактивного буфера Super Flush, который, проникая в мельчайшие трещины открытого ствола, остается в них, а при взаимодействии с цементным раствором происходит быстрое схватывание последнего; таким образом образуется защитная цементная корка, которая предотвращает преждевременную водоотдачу цементного раствора даже при повреждении фильтрационной корки.Одним из значительных факторов, влияющих на качество цементирования, является оптимально подобранные состав и плотность цементных растворов. Для использования в гельцементном растворе был выбран цемент марки ПЦТ-1-50. Плотность 1,5 г/см3 позволила осуществлять процесс без потери циркуляции. Для изоляции зон нефтяных пластов был применен цемент класса «G» с плотностью 1,95 г/см3 для развития как ранней, так и финальной прочности на сжатие. Применение современных понизителей водоотдачи в гельцементном и цементном растворах с оптимально подобранным процентом расширяющей добавки в растворе значительно улучшили качество контакта цемента с колонной, о чем свидетельствуют данные геофизических исследований. Также была проведена опытно-промышленная работа с применением эластомеров WellLife в цементном растворе – система «резиноцемент». Данная система повысила пластические свойства цементного камня и его способность сопротивляться циклическим и стрессовым нагрузкам (перфорация, опрессовки, гидроразрыв, добыча). Под эту технологию подбираются многопластовые скважины-кандидаты, где ожидается проведение двух и более гидроразрывов пластов.Применение технической воды плотностью 1,0 – 1,01 г/см3 в качестве продавочной жидкости вместо бурового раствора с плотностью 1,16 – 1,18 г/см3, увеличило перепад давления между трубным и затрубным пространством по окончанию цементирования, и это, в свою очередь, привело к росту «прижимающей» силы цемента к обсадной колонне, уменьшая риск образования микрозазоров, а значит, и к улучшению сцепления между цементом и колонной.

Рис. 5. Верхняя продавочная (а) и нижняя разделительная пробки (б) типа «HWE»

Применение продавочных пробок типа «HWE» (High Wiping Efficiency) (рис. 5а) из высокопрочного пластика и резины с улучшенными свойствами обеспечило полную очистку внутреннего пространства обсадной колонны до обратного клапана. Применение разделительных резино-пластиковых пробок с мембраной (рис. 5б) позволило:
  • разделять буровой раствор от промывочного буфера
  • удалять буровой раствор со стенок колонны.
Задача качественного центрирования обсадной колонны в скважине для формирования равномерного и однородного цементного кольца вокруг трубы была успешно решена путем перехода от пружинных центраторов к полужестким. Особо следует отметить работу ООО «Газпромнефть-Хантос» по совершенствованию систем буровых растворов на Южно-Приобском месторождении. Применение высокоингибированных пресных систем буровых растворов с сильным капсулирующим эффектом, повышающим стабильность активных глин и устойчивость ствола скважины при бурении, в сочетании с применением метода «упреждающей кольматации» в интервалах высокопроницаемых пород создало благоприятные условия для успешного крепления скважин. Научно-технический прогресс не стоит на месте, и сложно было бы говорить о качественном цементировании без применения нового модернизированного лабораторного оборудования и техники. В 2009 г. был внедрен и освоен новый автоматизированный цементировочный агрегат CPT Y4 с бортовым компьютером FLECS и улучшенной смесительной системой RCMIIIR (рис. 6). Наличие дозирующего клапана в системе RCMIIIR позволяет подавать воду под напором в смесительную емкость, тем самым увеличивая качество замешивания и добиваясь идеального соблюдения плотности закачиваемых растворов. Бортовой компьютер последнего поколения FLECS пришел на замену ранее используемого UNIPRO. Выполнение работы проходит с контролем основных параметров автоматически и в режиме реального времени: давления в нагнетательной линии, плотности, расхода закачиваемых жидкостей, объемов жидкости по циклам закачки и ее суммарного объема (рис. 4).

Рис. 6. Автоматизированный цементировочный агрегат CPT Y4

Таким образом, за период 2005 – 2009 гг. компанией Halliburton Int. Inc. было выполнено более 650 работ по цементированию эксплуатационных колонн на Южно-Приобском месторождении. За параметр качества был выбран показатель сцепления цемента с колонной по результатам геофизических исследований после цементирования. Анализ качества крепления показал заметное увеличение контакта «сплошной+частичный» на всем интервале цементирования до 92% по сравнению с 63% в 2005 г. (рис. 1) и заметную тенденцию в увеличении доли сплошного сцепления в интервале продуктивных пластов до 91% в 2009 г. Достигнутые показатели не являются окончательными, и в настоящее время продолжается совместная работа, направленная на совершенствование технологии крепления и повышение доли сплошного сцепления на всем интервале цементирования. Успешно ведутся работы по разработке новых гельцементных растворов с применением бентонита, микросфер, метасиликата нат­рия и пуццолановых добавок. Повышение качества цементирования эксплуатационных колонн является комплексной задачей. Работа Halliburton Int. Inc. по предоставлению качественных услуг по цементированию для ООО «Газпромнефть-Хантос» и совершенствованию крепления скважин на Южно-Приобском месторождении является показательной для многих нефтяных и сервисных компаний, так как высокий профессионализм специалистов компаний обеспечивает успешное выполнение производственных программ.

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

burneft.ru

Влияние цементирования нефтяных и газовых скважин на экономику. Оценка экономических и экологических рисков – программное обеспечение CEM EXPERT - Бурение и Нефть

Оценка экономических и экологических рисков – программное обеспечение CEM EXPERT

The influence of cementing oil and gas wells on the economy.Assessment of economic and environmental risks – software CEM EXPERT

P. MAZUROK, «Wells Casing Services» the Group of companies

Глобальная роль цементирования скважин и ее влияние на экономическую и экологическую составляющие. Важность герметичности системы «обсадная колонна – цементное кольцо – горная порода» при пролонгации сроков эксплуатации. CEM EXPERT – инновационное программное обеспечение как эффективный инструмент оценки тампонажных систем и оценки рисков.

Global role of oil and gas wells cementing and its impact on the economic and environmental components. The importance of the system for leaks «Mudstone – Cement – Case» in the prolongation of terms of operation. CEM EXPERT – innovative software as an effective tool to assess the cementing systems and risk assessment.

Добыча углеводородной продукции сегодня является одной из основ энергообеспечения каждого производст­венного и жизненного цикла на глобальном уровне. Стоимость углеводородов в значительной степени регулируется рынком. Однако при формировании цены продукта прежде всего учитывается его себестоимость, т.е. затраты на его производство. В свою очередь цена на продукцию влияет на объем добычи, который также связан с процессом формирования себестоимости. Таким образом, процессы формирования рыночной цены и себестоимости добываемой продукции являются взаимозависимыми. Естественно, мировая структура энергопотребления в той или иной степени зависит от сбалансированности этих процессов.

Герметичность – категория глобальная

Важнейшим фактором балансировки, который в первую очередь влияет на себестоимость добычи, является эффективность самого затратного инвестиционного процесса – бурения скважин. Эффективность таких инвестиций определяется как соотношение цены на добываемую продукцию и объема добычи к сумме инвестиций в процессы бурения и добычи продукта.Объем добычи углеводородов из каждой отдельной скважины зависит от трех базовых групп факторов:• естественной геологии;• технических характеристик скважины как объекта фактической реализации проекта на ее строительство;• режимов и способов добычи, включая методы интенсификации.И если первая группа факторов не поддается влиянию в силу их объективного характера, то вторая и третья являются результатом определенного выбора при составлении планов на строительство и эксплуатацию, а значит, они в определенной степени управляемы. Важным моментом является то, что вторая и третья группы факторов являются взаимозависимыми: технические характеристики скважины влияют на ее эксплуатационные характеристики. В свою очередь процесс эксплуатации влияет на техническое состояние скважины (в особенности это касается современных активных методов интенсификации, в первую очередь гидроразрывов).

Доля воды, которая замещает нефть в пластах и в скважине по негерметичным каналам в конструкции, также значительна (по нашим оценкам, не менее 15 – 20%).

Одно из главных требований к техническим характеристикам скважины – обеспечение максимального уровня надежности, который зависит не только от оптимальных характеристик добычи с учетом геологического фактора сразу после ввода в эксплуатацию, но и способности скважины выдерживать нагрузки в процессе эксплуатации без критического ухудшения технических характеристик. Поскольку фактически скважина является гидротехническим сооружением, работающим с жидкостями и газами (рабочие жидкости и пластовые флюиды) в условиях очень больших перепадов давлений, одним из главных критериев надежности будет показатель герметичности как сразу после строительства, так и в процессе эксплуатации (рис. 1).Потеря герметичности скважины не только один из факторов риска ухудшения эксплуатационных показателей, а значит, и снижения уровня ее рентабельности вплоть до критического, но и ее преждевременного выхода из состояния действующей. Если рассматривать не одну скважину, а несколько, или даже все скважины на месторождении с определенным набором типовых геологических условий, то, с точки зрения статистики, картина выглядит следующим образом: инвестиционные затраты на разработку месторождения, связанные в основном с затратами на строительство новых скважин, окупаются продажей суммарного объема добываемой продукции. Объем финансовой выручки определяется рыночной ценой единицы продукции, умноженной на суммарный объем добычи. В свою очередь суммарный объем добычи зависит от общего числа действующих скважин, а также от показателей добычи (дебитов, степени обводненности) каждой из них. Количество реально действующих скважин зависит от скорости бурения новых, а также сроков их эксплуатации. Срок жизни скважины во многом определяется степенью ее технической надежности. Подобным же образом показатели добычи на отдельно взятой скважине во многом зависят не только от геологии, режимов эксплуатации и методов интенсификации, но также от технического состояния скважины как конструкции.

Накопленный нами опыт строительства и эксплуатации скважин в самых разнообразных горно–геологических условиях позволяет создать базу для разработки точных критериев эффективности цементирования, а также систематизировать процесс выбора оптимальных методов цементирования и тампонажных материалов в конкретных условиях строительства скважин.

Таким образом, следуя этой логике, можно заметить, что значительная часть финансовых рисков (особенно в условиях быстро меняющегося рынка с тенденцией к снижению) не только в пределах одной скважины, месторождения либо группы месторождений, но и в глобальном масштабе, прямо связана с риском негативного изменения технического состояния скважин, то есть показателем технической надежности скважины как конструкции. Надежность скважины определяется ее конструктивными особенностями, которые являются опциями при составлении проекта. Правильность такого выбора определяет дальнейшую судьбу скважины. Как уже указывалось, одним из основных критериев надежности является способность скважины сохранять максимальную степень герметичности во всех элементах конструкции на весь запланированный период эксплуатации. Почему этот критерий так важен и почему на нем необходимо акцентировать внимание всех специалистов, задействованных в процессе строительства и эксплуатации скважин, несмотря на техническую сложность этого вопроса? Потому что он в огромной мере определяет фактор риска обводнения скважины и месторождения в целом вследствие возникновения перетоков воды в негерметичных элементах конструкции. По статистике в мире на одну тонну добываемой нефти добывается две тонны попутной воды, что, как мы видим, очень сильно снижает рентабельность инвестиций в строительство скважин. Значительная часть этой воды проникает в скважину вследствие естественного обводнения пластов по геологическим причинам, однако доля воды, которая замещает нефть в пластах и в скважине по негерметичным каналам в конструкции, также значительна (по нашим оценкам, не менее 15 – 20%). Почему реальные конструктивные особенности пробуренной и поступившей в эксплуатацию скважины так важны при оценке экономических перспектив окупаемости инвестпроекта по бурению? Потому что, как мы уже увидели, от этих особенностей напрямую зависят три важнейших параметра: суточный дебит продукции (с учетом процента обводнения), срок безаварийной эксплуатации, количество и эффективность ремонтов. При этом указанный фактор влияния усиливается при осложнении горно-геологических условий эксплуатации.Кроме отмеченных экономических рисков существуют экологические риски, которые обусловлены двумя причинами: 1. Вероятностью утечек в экологические ниши опасных веществ — рабочих жидкостей и пластовых флюидов. Эта вероятность также напрямую зависит от конст­руктивных особенностей каждой скважины (рис. 2).2. В случае снижения общего объема добычи по причине снижения эффективности эксплуатации скважин с целью поддержания объема на уровне потребностей количество бурящихся скважин увеличивается, что пропорционально увеличивает нагрузку на окружающую среду.Таким образом, мы убедились в том, что технические риски несоответствия фактических параметров работы скважины оптимальным, которые изначально заложены в ее конструктивных особенностях, являются во многом основой глобальных экономических и экологических рисков.

Знание вооружает

Как же определить и конкретизировать закономерности развития следующей логической цепочки:1. Изначальные технические характеристики скважины. 2. Технические риски нарушения плановых параметров эксплуатации. 3. Экономические и экологические риски. Ключом к решению этой проблемы может послужить понимание того факта, что скважина является сооружением цементно-металлической конструкции. При этом, как уже упоминалось, основным требованием является обеспечение и сохранение максимальной степени герметичности во всех элементах сооружения на весь период эксплуатации, поскольку риск нарушения герметичности любого элемента является главным техническим риском, т.к. приводит к полной потере продуктивности скважины.Соответственно, рассматривая эти риски в каждом из элементов, можно построить картину в целом и конкретизировать технический риск, выразив его в более точных числах вероятности негативного изменения параметров эксплуатации, и уже затем заложить эти цифры в основу оценки экономических рисков. При этом, поскольку в любой цементно-металлической конструкции важнейшим элементом является цемент или цементный камень, в частности в гидротехнических сооружениях, особое внимание необходимо уделять как выбору способов крепления и цементирования, так и выбору тампонажных материалов, используемых при этом.

CEM EXPERT – это программное обеспечение, позволяющее оценить тампонажные материалы и их комбинации в составе технологического комплекса цементирования по степени эффективности.

Как показывают практика и многолетний опыт нашей компании, а также мировая статистика, основными элементами скважины, где происходит нарушение герметичности, являются цементный камень, а также зоны его контакта с другими элементами. Соотв

burneft.ru