Капитальный ремонт скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Стратиграфия

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов

1.4 Характеристика пластовых флюидов

1.5 Состояние разработки месторождения

1.6 Конструкция скважины

2.Технико-технологическая часть

2.1 Технология цементирования

2.2 Способы цементирования

2.3 Виды осложнений в работе скважины

2.4 Предлагаемые технические и технологические решения

2.5 Технологические и технические расчеты

3. Организационная часть

3.1 Основные требования охраны труда, техники безопасности и противопожарные мероприятия

3.2 Охрана недр и окружающей среды

Выводы и рекомендации

Список использованной литературы

Введение

При эксплуатации нефтяных, газовых, водяных и нагнетательных скважин могут возникать те или иные неполадки как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием. Без применения соответствующих мер эти неполадки обычно приводят к нарушению или полному срыву работы скважины.

Комплекс работ, связанных с предупреждением и устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины, называется подземным ремонтом.

К капитальному ремонту скважин относятся наиболее сложные виды подземных ремонтов, часто требующие применения специального оборудования: буровых станков, турбобуров, бурильных труб, цементировочных агрегатов и т. п.

Наиболее характерные работы при капитальном ремонте скважин: ремонтно-изоляционные, ремонтно-исправительные, ловильные.

1.1 Общие сведения о месторождении

Федоровское месторождение открыто в 1971 году, в промышленную разработку вступило в 1973 году. Месторождение многоплановое, нефтегазовое.

Федоровское месторождение расположено в средней части Среднего Приобья, на территории Сургутского района, Ханты-Мансийского автономного округа (ХМА0), Тюменской области, в 70 км от районного центра г.Сургута. Ближайшие месторождения - Савуйское, Яунлорское, Быстринское, Западно-Сургутское.

Ближайшим населенным пунктом является город Сургут, к которому приурочены следующие пути сообщения: ж/д вокзал, относится к Свердловской железной дороге; аэропорт - имеет мировые стандарты; речной вокзал - на реке Обь. Кроме того, на территории Сургутского района расположены следующие промышленные объекты: Сургутские ГРЭС-1 и ГРЭС-2; ОАО "Тюменьэнерго" /являются основными поставщиками энергии для ОАО "Сургутнефтегаз"/; ОАО СГПЗ (Сургутский газоперерабатывающий завод/; ЗСК (Завод стабилизации конденсата).

1.2 Стратиграфия

Месторождение приурочено к Фёдоровскому куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. Оно включает несколько поднятий третьего порядка: Северо-Сургутское - самое южное, вытянутое в меридиональном направлении, собственно Федоровское - расположено в западной части Фёдоровской структуры, к востоку от него расположено Моховое поднятие, восточнее - Восточно-Маховое поднятие. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями вартовской свиты (пласты АС4; АС6*; АС7-8; АС9; БС1; БС2), усть-балыкской свиты (пласты БС10*; БС10) и очимовской толщи (пласты БС16; БС17; БС18). Из двенадцати залежей семь нефтяных (пласты БС1, БС2, БС10*, БС10, БС16, БС17, БС18) и пять нефтегазовых (пласты АС4, АС6*, АС5-8,АС7-8,АС9).

В разрезе верхней подсвиты вартовской свиты выделяется ряд песчаных пластов, пять из которых являются нефтеносными АС4, АС5-8, АС7-8, АС6*, АС9.

Залежь пласта АС4 газонефтяная, по размерам самая крупная на Фёдоровском месторождении, практически присутствует на всех площадях. Залежь пласта АС4 пластово-сводового типа, размеры её 51,2х36,4 км, высота 65 м.

От нижележащих пластов АС5-8 пласт АС4 отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и по площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов, принята условная граница раздела.

На собственно Фёдоровском поднятии более чем в ста скважинах происходит слияние коллекторов пластов АС4 и АС5-6. В большинстве скважин глинистая перемычка толщиной около метра. В пределах продуктивной части пласт вскрыт на отметках 1745,9-1859,5 м. Увеличение эффективной толщины пласта происходит в северном направлении за счёт развития монолитного пласта.

Средняя общая толщина пласта на этой площади 9,4 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 10,8м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,9 до 11,1м и в среднем составляют 3,4м.

На Моховой площади пласт развит повсеместно, глинистый раздел между пластами АС4 и АС5-8 более выдержан. В северо-восточном направлении происходит слияние пласта АС4 с нижележащим пластом АС5-8 за счёт монолитного строения разреза.

Средняя общая толщина пласта на этой площади 12м. Газонасыщенные толщины изменяются от 2 до 8 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,9 до 7,3м и в среднем составляют 2,6м.

На Восточно-Моховой площади зоны слияния пластов АС4- и АС5-8 более обширны - на северо-западе (район скв.124р, 1248р, 1250), на восточном погружении структуры - южнее скважины 123р и на юге в районе скважины 139р. Пласт на этой площади более расчленён и прерывист, чем на других площадях. Геологический профиль пласта АС4-7.

Средняя общая толщина пласта на этой площади 10,6 м. Газонасыщенные толщины по площади изменяются от 0,6 до 13,4 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 6 м и в среднем составляют 3,3 м для северной части площади и 2,6 м - для южной.

По материалам ГИС в среднем по пласту ГНК принят на а.о. - 1810 м. Средняя отметка ВНК для Фёдоровской площади 1821,6 м, для Маховой - 1817 м, для Восточно-Моховой - 1820 м.

Как отмечалось выше, пласты АС4 и АС5-8 представляют единую гидродинамическую систему с общим ГНК и ВНК. Но кроме основной газовой шапки, развитой на всех площадях, на собственно Фёдоровском поднятии выделяются по данным ГИС две небольшие газовые шапки на севере (район скв.2000р и район скв.19р) и одна на юге (район скв.940р).

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов

Пласт АС4

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Фёдоровской площади 0,53; коэффициент пористости 0,25, коэффициент песчанистости 0,503; коэффициент проницаемости 233*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности 1,8.

На Моховой площади коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта для запасов нефти категории С1 0,61; для С2 0,48; коэффициент пористости 0,25; коэффициент песчанистости 0,507; коэффициент проницаемости 287*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности 1,6.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Восточно-Моховой площади 0,53, коэффициент пористости 0,26; для северной части площади коэффициент песчанистости 0,471; коэффициент проницаемости 392х10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности 2,1. Для южной части площади коэффициент песчанистости 0,295; коэффициент проницаемости 418*10-3мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности 1,8

В целом для пласта АС4 коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта 0,48-0,58; коэффициент пористости 0,25-0,26; коэффициент песчанистости 0,3-0,51; коэффициент проницаемости изменяется от 233*10-3мкм2 до 433*10-3мкм2 и в среднем равен 315*10-3мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности 1,6-2,1.

При обосновании физико-химических характеристик пластовой нефти и растворённого газа объектов АС4, АС5-8, АС6, АС7-8, на стадии подсчета запасов (1993г., СибНИИНП) были использованы результаты экспериментальных исследований глубинных проб из 16 скважин, преимущественно относящихся к пласту АС5-8.

Отбор глубинных проб производился пробоотборниками ВПП-300 при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Основной объём исследований выполнен институтами СибНИИНП и СургутНИПИнефть при методическом обеспечении, соответствующем требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 "Нефть. Типовое исследование пластовой нефти".

В процессе анализа и обработки результатов исследований глубинных проб был подтверждён сделанный ранее вывод о неоднородности нефтей в пределах выделенных объектов, вызванной специфическими особенностями залежей с газовой шапкой. В связи с отсутствием выраженных отличий в физико-химических характеристиках пластовых нефтей отдельных пропластков подсчётные параметры флюидов были приняты единым для всего комплексного объекта АС4-8 (табл. 1.1.).

В период после подсчета запасов состав и свойства пластовых нефтей дополнительно были изучены на образцах глубинных проб из 16 скважин. Из сопоставления данных следует вывод о практически полной идентичности вновь полученных значений характеристик нефти и ранее использованных.

Компонентный состав растворенного нефтяного газа и нефти определен на основании результатов хроматографического анализа жидкой и газовой фаз при дегазации глубинных проб (табл. 1.5). В связи с отмеченной выше идентичностью основных характеристик пластовых нефтей численные значения концентраций индивидуальных компонентов по результатам анализов до и после 1993 года так же весьма близки и не имеют принципиальных различий. В нефтяной зоне пласта количество растворенного газа зависит от положения скважины на структуре и от фазового состояния пластового флюида в призабойной зоне. При прорывах в скважине природного газа газовой шапки величина газового фактора может изменяться неконтролируемым образом в сторону повышения.

Прорыв газа из газовой шапки к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен, в основном, геологическим строением пластов АС4-8, когда отсутствие надежного экрана и сравнительно небольшие расстояния от верхних дыр фильтра до газо- и газонефтенасыщенной части разреза пластадаже при низких депрессиях на пласт не позволяют эксплуатировать скважины на безгазовых режимах.

Характеристика природного газа газовых шапок в условиях пласта и при извлечении на поверхность на стадии подсчета запасов обосновано результатами исследования продукции скважин 62, 73, 79, 93, 134 (1978г.) и скважин 32-г, 34-г (1989г.). По материалам исследования, газоконденсатный фактор по стабильному конденсату изменяется от 15 до 43 г/м3 при среднем значении около 36 г/мЗ. Устойчивые закономерности изменения свойство природного газа и конденсата по площади и разрезу залежей не были выявлены, однако отмечалась некоторая тенденция к уменьшению выхода конденсата с запада на восток (от Фёдоровской площади к Восточно-Моховой) и снизу вверх по высоте газовой шапки.

Таблица 1.1 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной пластовой нефти в рабочих и пластовых условиях

Кроме указанных выше исследований характеристик природного газа, институтом СибНИИНП были проведены исследования на газоконденсатность по скважинам 4141, 4150, 4151 (не вошли в подсчет запасов). По результатам промысловых замеров, величина газоконденсатного фактора (по стабильному конденсату) колебалась от 30 до 47 г/мЗ при среднем значении также около 36 г/мЗ.

Таблица 1.2 Результаты исследования скважин на газоконденсатность Федоровского месторождения. АС4-8 (СибНИИНП, 1991-1992гг.)

Пластовые воды в пределах объекта АС4-8 преимущественно хлоридно-кальциевого типа, что является типичным для Сургутского района в целом. Воды смешанного и гидрокарбанатно-натриевого типа обнаруживаются в нижней части неокомского комплекса. Характеристика пластовых вод пластов АС4-8 достаточно полно была изучена на стадии подсчета запасов. Вновь полученная информация о характеристики пластовых вод практически подтверждает ранее установленные параметры (исключая анализы, искаженные влиянием технической воды и водой системы ППД). Отмечено некоторое увеличение минерализации (скв.4202р) до 20,2 г/л, что не противоречит общим качественным показателем вод неокомского комплекса. Средние значения основных физических свойств пластовых вод представлены в табл.1.3

Таблица 1.3 Основные свойства пластовых вод объекта АС4-8 Федо-ровского месторождения

В условиях пласта воды насыщенны газом метанового типа (концентрация метана более 95%). Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,5мЗ/мЗ. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превышает 0,3-0,6мЗ/мЗ.

По содержанию полезных компонентов пластовые воды не представляют промышленного интереса (за исключением йода, концентрация которого достигает промышленных значений, но постоянно снижается из-за разбавления водами ППД).

1.5 Состояние разработки месторождения

Эксплуатационное разбуривание и промышленная разработка объекта АС началась в 1976 году с разбуривания опытного участка на Моховой площади. В настоящее время он полностью разбурен и введен в эксплуатацию. Реализация технологической схемы разработки с применением ГС начата в 1994 году на севере Восточно-Моховой площади. На Фёдоровской и юге Восточно-Моховой площадях эксплуатация объекта производится, в основном, переведенными с других объектов скважинами.

По состоянию на 1.01.2001 года на балансе НГДУ "Фёдоровскнефть" находятся 902 скважины, из них добывающих 614, нагнетательных 272, в том числе 33 скважины находятся в отработке на нефть, 7 газовых, 9 контрольных. Действующий фонд добывающих скважин - 460, в бездействии находятся 52 (7% от всего добывающего фонда)!. Основная часть добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом. Под закачкой - 184 скважины, в бездействии находятся 10 нагнетательных скважин, ликвидировано 11 скважин, в консервации 74- скважины, в пьезометрическом фонде числятся 56 скважин.

На участке ОПР Моховой площади общий фонд составляет 374-скважины, в том числе добывающих скважин 251, из них действующих 202, из которых 4 ГС. Фонд нагнетательных скважин - 123, и под закачкой находится 81 скважины. В целом на Моховой площади работают 256 скважин, в том числе 54 переведены с других объектов. На Фёдоровской площади и юге Восточно-Моховой объект эксплуатируется 16 /общий фонд 43/ и 2 /общий фонд 18/ возвратными скважинами соответственно.

На Восточно-Моховой (север) площади запроектировано бурение 453 скважин, в том числе 237 ГС и 51 ВС - добывающих, 165 нагнетательных. На этой площади по состоянию на 1.01.2001 года пробурено 367 скважин, из них добывающих 221, в том числе ГС - 168 и ВС - 53, нагнетательных - 145, одна контрольная. Действующий фонд: добывающих скважин 186 (147 - ГС и 39 - ВО), основная часть добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом (140 - ГС и 33 - ВО), нагнетательных - 101 скважина.

В целом по объекту в бездействующем фонде находятся 53 скважины, из них 20 ГС. Остановка ГС связана с высоким газовым фактором. Основная причина бездействия ВС - техническая, одной скважине требуется подземный ремонт, по 9 скважинам требуется ликвидировать аварии, изоляционные работы необходимо провести по 10 скважинам, 5 скважинам требуется перебуривание, по 28 скважинам - прочие причины.

На объекте в консервации находятся 38 скважин добывающего фонда, в том числе 24 - переведены с других объектов и 36 - нагнетательного фонда, 56 скважин находятся в пьезометрическом фонде, из них 35 переведены с других объектов. Скважины, переведенные с других объектов, будут вводиться в разработку по мере разбуривания объекта АС4-8. Из фонда скважин, пробуренных на объекте АС4-8, переведены в консервацию и в разряд пьезометрических преимущественно высокообводненные скважины.

1.6 Конструкция скважины

Крепление - один из наиболее ответственных этапов строительства скважин. От качества исполнения работ на этом этапе в решающей степени зависит дальнейшая судьба скважины, как сооружения.

На эффективность строительства ГС значительно влияет оптимальная конструкция скважины. Первые ГС в ОАО "Сургутнефтегаз" строились по сложной конструкции с промежуточной колонной почти до кровли продуктивного пласта. Впоследствии по мере совершенствования техники и технологии бурения горизонтальных скважин конструкция их значительно упростилась. В настоящее время конструкция горизонтальных скважин на Фёдоровском месторождении включает в себя:

· направление диаметром 324 мм спускается на глубину 100 м и цементируется до устья;

· кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 750 м и цементируется до устья;

· эксплуатационную колонну диаметром 146 мм с фильтровой частью в горизонтальном участке спускается до проектной глубины.

Заканчивание скважин осуществляется манжетным цементированием выше фильтровой части, в которую перед цементированием закачивается кислотно-перфорационная среда.

2.Технико-технологическая часть

2.1 Технология цементирования

Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практического опыта и совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На современном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типовые схемы организации процесса цементирования. В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в данном районе.

Применяемая технология должна обеспечить: цементирование предусмотренного интервала по всей его протяженности; полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала; предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости; получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины.

При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают способ. Он должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного интервала (а если есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обсадной колонне.

Исследованиями установлено, что наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме (98%), худшие показатели (42%) дает структурный режим. Для наиболее полного замещения промывочной жидкости рекомендуется ряд мероприятий:

· тщательное регулирование реологических свойств промывочной жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых значений;

· нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим;

· применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора;

· расхаживание или вращение обсадной колонны при подаче тампонажного раствора в затрубное пространство;

· применение полного комплекса технологической оснастки обсадной колонны.

При разработке технологии подбирают тампонажный материал, рецептуру и свойства тампонажного раствора, определяют режим закачки и продавки тампонажного раствора, суммарную продолжительность цементировочных работ и промежуток времени, необходимый для формирования в затрубном пространстве цементного камня с достаточной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.

Цементирование обсадной колонны можно представить как цепочку ряда процессов и операций, таких, как: подготовка ствола скважины к цементированию; цементирование затрубного пространства (приготовление и закачка тампонажного раствора в скважину, продавливание цементного раствора в затрубное пространство); ожидание затвердения цемента (ОЗЦ): при цементировании кондуктора ОЗЦ обычно длится 5 - 8 ч, при цементировании промежуточных колонн - 12 - 24 ч; проведение контрольных замеров для определения качества цементирования, испытание обсадной колонны на герметичность, разбуривание цементного стакана в колонне, проверка герметичности изоляции затрубного пространства.

2.2 Способы цементирования

Рассмотрим наиболее распространенные способы цементирования.

Одноцикловое цементирование с двумя пробками

Способ одноциклового цементирования с двумя пробками (рис. 2.1) был предложен в 1905 г. бакинским инж. А. А. Богушевским.

Рис. 2.1 Схема этапов выполнения одноциклового цементирования

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

По этому способу после завершения подготовительных работ в колонну вводят нижнюю пробку с проходным каналом, временно перекрытым диафрагмой.

На верхний конец колонны навинчивают цементировочную головку и приступают к закачке тампонажного раствора, который тут же приготавливают в смесительной установке. Когда весь расчетный объем цементного раствора закачан в скважину, освобождают верхнюю пробку, которая до этого удерживалась в цементировочной головке шпильками. Начиная с этого момента в обсадную колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой верхняя пробка гонит вниз столб цементного раствора. Вследствие своей более высокой плотности цементный раствор под собственным весом вытесняет промывочную жидкость, что отмечается по падению давления на цементировочной головке.

Как только нижняя пробка достигнет упорного кольца, давление над ней повысится и под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится; при этом наблюдается повышение давления на 4 - 5 МПа. После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в затрубное пространство.

Объем продавочной жидкости, закачанной в скважину, непрерывно контролируют. Когда до окончания продавки остается 1 - 2 м3 продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают. Закачку прекращают, как только обе пробки (верхняя и нижняя) войдут в контакт; этот момент отмечается по резкому повышению давления на цементировочной головке. В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 15 - 20 м. Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.

Двухступенчатое (двухцикловое) цементирование

Двухступенчатым цементированием называется раздельное последовательное цементирование двух интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности он 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 интервал-е, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала. Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис.2.2).

Подготовку скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше. После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке первой порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему первой ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая беспрепятственно проходит через заливочную муфту (рис.2.2, а). Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После того как закачали объем продавочной жидкости, равный внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку второй ступени. Достигнув заливочной муфты, пробка садится во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис.2.2, б). Сигналом открытия отверстий является резкое падение давления нагнетания.

Существуют две разновидности способа двухступенчатого цементирования. По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени - это так называемый способ непрерывного цементирования. В другом случае после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например требуемое для схватывания раствора первой порции, - такое цементирование называется двухступенчатым с разрывом.

Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего интервала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном пространстве.

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается в заливочной муфте и под давлением смещает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования цементного камня.

Рис. 2.2 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

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией- снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействмю различных процессов, сопровождающих строительство скважины и её последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическоети физико-химическое состояние пласта.

Само бурение вносит изменения в распределение внутенних напряжений в окружающей забой породе.Снижение проуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействиии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствии применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в неё рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

Приёмистость нагнетательных скважин ухудшается вследствии закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

2.4 Предлагаемые технические и технологические решения

Манжетный способ цементирования

Манжетный способ цементирования применяют в тех случаях, когда необходимо предупредить загрязнение цементным раствором продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением или избежать попадания цементного раствора в зону расположения фильтра. Против нижней отметки интервала цементирования в обсадной колонне устанавливают муфту с проходными отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и металлической или брезентовой манжетой снаружи

При закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает затрубное пространство таким образом, что раствор может проходить только в одном направлении - вверх. Внутри колонны ниже муфты помещают клапан, который перекрывает доступ в нижнюю часть колонны.

Цементирование потайных колонн и секций

Спуск обсадной колонны секциями, а также потайной колонны осуществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены переводником с левой резьбой. Для цементирования секций и потайных колонн используют способ одноциклового цементирования с одной разделительной пробкой. Она состоит из двух частей: проходной пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых труб (она закрепляется шпильками на разъединителе нижнего конца бурильной колонны), и упругой пробки малого диаметра, которая свободно может проходить по колонне бурильных труб.

Упругую пробку вводят в бурильную колонну вслед за тампонажным раствором, под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Под воздействием возрастающего давления шпильки, удерживающие проходную пробку на бурильной колонне, срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до упорного кольца. Сигналом полного продавливания раствора в затрубное пространство служит повышение давления нагнетания. Для промывки колонны бурильных труб от оставшегося в них цементного раствора в нижнем переводнике с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные отверстия. Потоком промывочной жидкости остатки цементного раствора вымываются из колонны.

Рис. 2.3 Способ обратного цементирования

Под обратным цементированием понимается такой способ, когда цементный раствор с поверхности закачивают прямо в затрубное пространство, а находящийся там буровой раствор через башмак, поступает в обсадную колонну и по ней выходит на поверхность.

Способ обратного цементирования уже давно привлекает внимание специалистов, однако широкого промышленного применения пока не получил в силу ряда технических трудностей, и в первую очередь

сложности контроля момента достижения цементным раствором низа обсадной колонны и надежного обеспечения высокого качества цементирования в этой наиболее ответственной части.

Установка цементных мостов

В отдельных случаях возникает необходимость в обсаженном или открытом стволе скважины надежно изолировать от остальной его части отдельный интервал (например, при проведении испытаний пластов в обсаженной скважине последовательно от нижнего к верхнему, при переходе на эксплуатацию вышележащего продуктивного горизонта и т. п.). Самый распространенный на практике способ изоляции нижнего интервала скважины - создание в стволе цементного моста. Его устанавливают также при необходимости создания искусственного забоя (например, при искривлении ствола скважины и т. п.).

Цементный мост представляет собой цементный стакан в стволе высотой в несколько десятков метров, достаточной для создания надежной и непроницаемой изоляции.

Исправление негерметичности цементного кольца.

Производят глушение скважины

Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

Поднимают НКТ и скважинное оборудование

Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в зако лонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.

Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины: величину кривизны и кавернозности ствола скважина; глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной коллоны; температуру и пластовое давление; тип горных пород; давление гидроразрыва; дебит скважины; содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции; химический состав изолируемого флюида.

Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость дефектной части крепи при ус­тановившемся режиме подачи жидкости.

Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости.

За 3-5 суток до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Время начала загустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продолжительности технологического процесса.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции.

Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв-пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песча­ной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым.

Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв-пакера).Определяют приемистость изолируемого объекта.

Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта:

· при приемистости 1.5 м3/(ч · МПа) - на 20 м выше спецотверстий;

· при приемистости менее 1,5 м3/ (ч * МПа) -- на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.

Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал: при приемистости скважины до 2 мз/(ч*МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами; при приемистости более 2 м3/(ч * МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей.

По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

Разбуривают цементный мост.

Вымывают из скважины песчаную пробку.

Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфорационные отверстия.

Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0--1,5 м ниже фильтра.

Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1.0-1.5 мниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на 50--100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве.

Производят глушение скважины.

Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100--200 м ниже расположения цемент­ного кольца за обсадной колонной. Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ прове­ряют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.

Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практического опыта и совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На современном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типовые схемы организации процесса цементирования. В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в данном районе.

Применяемая технология должна обеспечить: цементирование предусмотренного интервала по всей его протяженности; полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала; предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости; получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины.

При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают способ. Он должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного интервала (а если есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обсадной колонне.

Исследованиями установлено, что наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме (98%), худшие показатели (42%) дает структурный режим. Для наиболее полного замещения промывочной жидкости рекомендуется ряд мероприятий:

- тщательное регулирование реологических свойств промывочной жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых значений;

- нагнетание тампонажного раствора в затрубное простран ство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим;

- применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора;