Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Наличие в удаляемой жидкости из газоконденсатных скважин углеводородной фазы намного осложняет процесс пенообразования, так как конденсат является активным гасителем пен. В зависимости от содержания углеводородной фазы жидкости, удаляемые из скважин, разделены на три группы с содержанием конденсата 10, 25 и 50 %.

Таблица 3.1.

Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды из газовых скважин

Пенообразователи	Суммарное соединение Са2+ и Мg2+ в удаляемой воде, г/л
	< 0,1	0,1 - 1	> 1
	Рекомендуемые концентрации, г/л
Анионоактивные:
Сульфонол НП-3	2 - 3	3 - 5	-
Сульфонол АДВ	2 - 3	3 - 5	-
ДС-РАС (натриевый)	2 - 4	-	-
Сульфанат	2 - 3	3 - 5	-
Прогресс	2 - 4	5 - 7	-
Авироль	2 - 3	5 - 7	-
Лаурилсульфат	2 - 3	3 - 5	-
ДНС-А	2 - 3	3 - 5	-
АДСП	2 - 3	3 - 5	-
Алкилсульфат	2 - 3	3 - 5	-
Синтетические моющие порошки:
«Новость»	2 - 3	5 - 7	-
«Кристалл»	2 - 3	5 - 7	-
«Технический»	2 - 4	5 - 7	-
Катионоактивные:
Лаурилпридинийсульфат	2 - 3	5 - 7	3 - 6
Вырывниватель А	2 - 3	5 - 7	3 - 5
Катапин А	2 - 4	5 - 7	5 - 7
Неионогенные:
ОП-7	2 - 3	2 - 3	3 - 4
ОП-10	2 - 3	2 - 3	3 - 4
Синтанол ДС-10	2 - 3	2 - 3	3 - 4
Превоцелл W-OF-100	2 - 3	2 - 3	3 - 5
Превоцелл W-ON-100	2 - 3	2 - 3	3 - 4

В табл. 3.2 приведены рекомендуемые пенообразователи и концентрации их растворов для удаления жидкости из газоконденсатных скважин в зависимости от содержания углеводородной фазы в удаляемой жидкости и ее минерализации.

Таблица 3.2.

Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды и газового конденсата из газоконденсатных скважин

ПАВ	Концентрация ПАВ, г/л
	при 10%-ном содержании конденсата в смеси	при 25%-ном содержании конденсата в смеси	при 50%-ном содержании конденсата в смеси
	при содержании Са2+ и Мg2+, г/л
	<ОД	ОД-- 1	>1	<ОД	ОД-- 1	>1	<ОД	ОД-- 1	>1
ОП-10	2--3

2

о о	3--4	3--4	4--5	4--5	5--7	5--7	6--8
ОП-7	2--3	2--3-	3--4	3--4	4--5	5--6	5--7	5--8	7--8
ДИС-А	2--3	2--3	3--4	3--4	4--5	5--6	5--6	6--8	-
Превоцелл W-ОF-100	2--3	2--3	3--4	5--7	5--7	5--7	6--7	6--7	7--8
Превоцелл W-ОN-100	2--3	2--3	3--4	3--5	6--7	6--7	6--8	6--8	7--8
Прогресс	2--3	3--5	5--7	5--7	5--7	6--7	5--7	7--8	-
Лаурилсульфат	2--3	2--3	3--4	4--5	4--5	5--7	5--7	6--8	8--10
Сульфонол НП-3	3--4	4--5	-	5--7	6--8	-	7--10	-	-
ДС-РАС	3--5	3--5	-	5--7	8--10	-	-		-
Сульфонол АДВ-75	3--4	4--5	-	5--6	6--8	-	6--8	8--10	-
Синтанол ДС-10_2--3_2--3	Оксид аминов	2--3	2--3	2--3	3--5	3--5	5--7	5--7	6--8	8--10_
Неонол	2--3	2--3	2--3	3--5	3--5	5--7	5--7	6--8	8--10
Сульфонол + ОВ-7 в соотношении 3:1	2--3	2--3	2--3	3--4	3--5	4--5	5--6	5--7	7--8
ОП-1 + ОП-7 в соотношении 1:1	2--3	2--3	3--4	3--5	3--5	4--5	4--6	5--7	6--8
Лаурилсульфат + Превоцелл	2--3	2--3	3--4	3--4	5--6	6--7	6--7	6--8	8--10
Алкилсульфат	2--3	3--5	5--7	5--7	7--8		5--7	-	-
АДСП	2--3	2--3	3--4	3--5	4--6	5--7	4--6	6--8	-

Работы по удалению жидкости из скважин значительно осложняются в зимний период из-за замерзания растворов в емкостях и трубопроводах. Для предупреждения этого используются антифризы, в качестве которых рекомендуется метанол, диэтиленгликоль (ДЭГ), хлористый кальций и др. Метанол и ДЭГ можно вводить в растворы при использовании пенообразователей как неионогенного, так ионогенного типа. Хлористый кальций используется с пенообразователями неиногенного типа. Для приготовления рабочих растворов, используемых для закачивания в скважину, вначале готовится водный раствор антифриза, а затем в нем растворяется пенообразователь.

Расчетным путем (табл. 3.3) установлены количества антифризов, которые необходимо добавить в раствор ПАВ, для того чтобы снизить температуру его замерзания. На пенообразующие свойства ПАВ рекомендуемые антифризы практически не оказывает влияния и потому количество вводимого в скважину ПАВ зависит только от состава и количества удаляемой из скважины жидкости.

Таблица 3.3.

Антифризы и их концентрация в водных растворах

Антифриз	Температура замерзания раствора, 0С
	-5	-10	-15	-20	-25	-30
	количество антифризов, % по массе
Метанол	8	14,7	20,6	25,5	30,0	34,0
ДЭГ	20	30	35	45	50	55
Хлористый кальций	9,4	14,7	18,9	21,9	23,8	25,7

Для определения оптимального количества вводимого в скважину пенообразователя предлагается следующая методика расчета. Объем и соотношение количества скапливающихся в скважине воды и конденсата можно определить прямым замером их на замерном узле после продувки скважины через сепаратор в низконапорный коллектор или атмосферу. В случае отсутствия замерного узла определение объемов жидкости проводят на специальном передвижном сепараторе, устанавливаемом непосредственно на устье скважины.

Однако в промысловой практике получила широкое распространение приближенная оценка объема скопившейся жидкости:

где V - объем скопившейся жидкости, м³;

F - площадь сечения лифтовых труб, м²;

Р_затр - затрубное давление, МПа;

Р_буф - буферное давление, МПа;

_ж - плотность жидкости, кг/м³.

Количество ПАВ, необходимое для удаления этой жидкости, рассчитывается по формуле

где X - количество ПАВ, кг;

С - концентрация ПАВ, необходимая для вспенивания удаляемой жидкости, г/л;

- активная масса ПАВ, доли единицы.

Количество растворителя для получения рабочего раствора ПАВ заданной концентрации определяется по формуле:

где V_р - количество растворителя, л;

_р - плотность растворителя, кг/м³;

n - объемная доля рабочего раствора, %;

- активная масса ПАВ, %.

При вводе ПАВ в зимних условиях количество антифриза

где С - массовая доля антифриза, %;

-- плотность антифриза, кг/м³.

В результате промысловых испытаний (для месторождений Краснодарского края) определены виды рекомендуемых к применению пенообразующих ПАВ, их концентрации в рабочих растворах в зависимости от минерализации удаляемой жидкости и количества конденсата в ней, а также объемы растворов на одну скважинообработку. Результаты этих работ приведены в табл. 3.4.

Для повышения эффективности применения ПАВ необходима разработка новых видов пенообразователей.

На основании теоретических и лабораторных исследований, а также промысловых испытаний разработаны следующие основные требования, которым должны удовлетворять специально создаваемые новые виды пенообразователей для удаления жидкости из газоконденсатных скважин:

-- эффективно вспенивать водоконденсатные смеси;

эмульсии, получаемые при вспенивании водоконденсатных смесей, не должны быть стойкими;

пенообразующие свойства не должны ухудшатся при вспенивании высокоминерализованных вод.

Таблица 3.4.

Концентрации, объемы рабочих растворов и виды применяемых ПАВ

Месторождение	Вид применяемого ПАВ	Концентрация рабочих растворов ПАВ, % по весу	Объем растворов на одну скважинообработку, л
Майкопское	Сульфонол	3--6	150
	Прогресс	3--6	150
	ОП-10	3--6	100--200
	Алкилсульфат	3	120
	ОП-7	3	120
Березанское	Сульфонол	5--10	50--100
	Прогресс	5--10	50--100
	Алкилсульфат	5	50
Ленинградское	Превоцелл	3	150--300
	Прогресс	5--10	100
	Триалон	2	80--100
	ОП-10	3	80--100
Староминское	Прогресс	3--4	70--120
Синявское	Прогресс	40	10
Каневское	Сульфам	5	20
	Прогресс	5	150--300
	Сульфонол	3	50--300
Челбасское	Сульфонол	5	50--110
	Прогресс	5	50--150
	Сульфам	5	100--300
Некрасовское	Сульфонол	3--4	150--200
Сердюковское	Алкилсульфат	5--10	50
	Прогресс	5--10	50
	Сульфонол	5	50
Азовское	Прогресс	40	30
Кущевское	Прогресс	10	100
	Триалон	2	100

Согласно этим требованиям институтом ВНИИПАВ разработаны, а совместно с СевКавНИИгазом, Кубаньнефтегазом и Кубаньгазпромом усовершенствованы составы пенообразователей, в результате которых созданы ПАВ двух новых видов «Пенолифт» и «Пенолифт-2» (табл. 3.5).

Таблица 3.5

Состав новых пенообразователей

Реагенты	Содержание, % по массе
«Пенолифт»: оксиэтилированные алкилфенолы «Неонол АФ-25» натрийсульфоэтоксилаты фракции С10-С13 изоприловый спирт вода «Пенолифт-2»: олефинсульфонаты фракции С12-С14 натрийсульфоэтоксилаты фракции С10-С13 этиленгликолъ вода	40 + - 2 15 + - 1 15 + - 2 30 + - 5 20 + - 2 5 + - 1 15 + - 2 60 + - 5

Лабораторные исследования новых пенообразователей на минерализованной воде до 50 г/л показали, что они обладают хорошими пенообразующими свойствами, а минерализация не более чем на 10 % снижает количество выносимой жидкости (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Зависимость истинного содержания жидкости от скорости движения газа, типа и концентрации ПАВ:

1 - для воды;

2 - для 4 %-го раствора превоцела W-ОF-100;

3 - для 1 %-го раствора «Пенолифт-2»;

4 - для 3 %-го раствора «Пенолифт-2».

Для сравнения эффективности нового пенообразователя приведены испытания 4 %-ного раствора превоцелла W-ОF-100, результаты которых нанесены на график. На графике также нанесены данные аналогичных экспериментов для чистой воды и воздуха, проведенные во ВНИИГазе. Скорость газа, при которой достигается полный вынос жидкости смеси, получила название «скорости реверса».

Оптимальная концентрация ПАВ «Пенолифт-2» составляет 2,5 - 3 % от объема раствора.

В практике эксплуатации скважин режим реверса пленки соответствует минимально допустимой скорости газа или минимально допустимому дебиту, при котором не происходит накопление жидкости в стволе скважины.

Сопоставление кривых для жидкостей с различными значениями поверхностного натяжения показывает, что уменьшение приводит к смещению границы перехода пробкового режима в область меньших скоростей газа, и для пенных систем при одном и том же значении скорости газа количество жидкости в трубах резко уменьшается.

Обобщение опытных данных позволило получить эмпирическую зависимость для определения скорости реверса жидкой пленки в пенных системах:

(3.1)

В этом выражении W_* характеризует скорость реверса для систем без ПАВ и определяется по известной формуле:

 (3.2)

где ₁, ₂ - плотность соответственно жидкости и газа;

= ₁/₂ - приведенная плотность;

- поверхностное натяжение;

- массовое содержание ПАВ, %.

По результатам измерений построен график зависимости потерь давления на гравитацию от наличия жидкости в НКТ от скорости газа при использовании растворов «Пенолифт-2». На рис. 3.2 приведена зависимость , отображающая потери давления на единицу длины НКТ от скорости газа при 1- и 3 %-ном растворах пенолифта.

Применение 3 %-го раствора «Пенолифт-2» не только обеспечивает полный вынос жидкости из НКТ, но и несколько расширяет диапазон скоростей газа с максимальным эффектом выноса. Приведенный график удобен для практических расчетов, поскольку показывает не только диапазон скоростей газа, при которых будет достигнут максимальный эффект, но и абсолютные потери давления при этом.

3.2 ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ИЗ СКВАЖИН ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ ЖИДКОСТИ С БОЛЬШИМ СОДЕРЖАНИЕМ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

Недостатком применяемых в настоящее время ПАВ всех видов для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин является полная или подавляющая потеря их пенообразующей способности при минерализации воды более 50 г/л и содержании в смеси более 50 % газового конденсата. Для таких условий приемлимым оказался сульфам (продукт переработки кислого гудрона от сернокислотной очистки трансформаторного масла водным раствором аммиака), Пенообразующие свойства сульфаму придают сульфанаты аммония, получающиеся в результате переработки высших органических суль-фокислот, содержащихся в кислом гудроне, водным раствором аммиака. При взаимодействии водорастворимых сульфанатов аммония с катионами Са²⁺ и Мg²⁺, содержащимися в удаляемой жидкости, образуются сульфанаты Са и Мg, растворимые в конденсате и обладающие вспенивающей способностью по отношению к конденсату и жесткой воде.

Исследование пенообразующих свойств сульфама в водах различной жесткости в сравнении с сульфонолом приведено в табл. 3.6.

Таблица 3.6

Пенообразующие свойства сульфама

Жесткость воды, мг-экв/л	Кратность пены
	сульфонол	сульфам
1	2,5	2,5
3,90	3,3	3,5
8,89	3,4	3,8
53,90	3,1	3,6
175,00	нет	3,2
190,00	нет	3,0

Как видно из результатов исследований, сульфам успешно вспенивает пластовые воды повышенной минерализации, в то время как сульфонол при жесткости воды 175 мг-экв/л и выше полностью выпадает в осадок, не образуя пены.

Рациональная концентрация сульфама в удаляемой жидкости в зависимости от содержания конденсата в ней приведена в табл. 3.7. Внедрение этого способа позволило решить проблему удаления жидкости из скважин практически любой минерализации и с содержанием в ней до 80 % газового конденсата.

Таблица 3.7

Потребная концентрация сульфама

Содержание конденсата в удаляемой жидкости, %	Потребляемая массовая доля сульфама в удаляемой жидкости, %
49,4 76,0 78,2	0,40 0,70 0,72

3.3 УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ДИСПЕРГИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Новая конструкция диспергатора

Резкое изменение дебитов скважин или их полная остановка приводит к разделению фаз двигавшегося дисперсного потока и стеканию выделившейся жидкости на забой. Повторный пуск скважин после восстановления прежних параметров в газопроводах обычно связан с большими технологическими трудностями и эксплуатационными затратами, так как для удаления скопившейся на забое скважины жидкости необходимо применение передвижных компрессоров и другой техники.

Для преодоления этих трудностей предложен (П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин и др.) новый способ удаления жидкости из ствола скважин, заключающийся в том, что по длине колонны лифтовых труб устанавливаются специальные устройства, совмещающие реверсный насадок и обратный клапан.

Схема установки клапана-диспергатора приведена на рис. 3.3. В колонне лифтовых труб 6 и муфты НКТ 4, расположенных в эксплуатационной обсадной колонне 1, устанавливается насадок 3 с посадочным седлом под шар 5. Над шаром устанавливается крестовина 2, которая является ограничителем хода шара. Первый клапан устанавливается в башмаке лифтовых труб, расположенных в зоне фильтра, а остальные по длине лифтовой колонны.

Принцип работы клапана-диспергатора заключается в следующем. Газ и жидкость проходят через суженное отверстие в клапане-диспергаторе, получают первичную диспергацию. Скоростной напор поднимает шар на определенную высоту, обеспечивающую заданную скорость потока в щели между шаром и его посадочным седлом в диспергаторе. В указанной щели происходит основное диспергирование потока. Проходя через крестовину, поток дополнительно диспергируется и направляется к следующему клапану-диспергатору. Одновременно за щелью происходит диспергирование жидкости, стекающей по стенкам лифтовых труб. При уменьшении дебитов газа и жидкости шар опускается, уменьшая высоту щели и обеспечивая тем самым необходимую скорость потока в ней.

После остановки скважины каждый клапан закроется практически мгновенно. Выделившаяся из дисперсного потока жидкость не опустится на забой, а останется над клапаном. При последующем пуске скважин в работу происходит ступенчатое разгазирование столбов жидкости, начиная с расположенного над самым верхним клапаном, что обеспечивает запуск скважины в работу без проведения дополнительных операций по удалению жидкости из скважины с помощью компрессоров.

 становка цементных мостов

Установка цементных мостов - это ответственная технологическая операция, составляющая основу большинства видов ремонтно-изоляционных работ при бурении, заканчивании и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Она является отправной точкой при забуривании второго ствола скважины и т. д. Так как установка мостов - это технологическая операция с применением различных тампонажных материалов (что вносит элемент неопределенности), она сама может сопровождаться осложнениями, которые иногда приводят к авариям и ликвидации скважины.

4.1 НАЗНАЧЕНИЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ И ТРЕБОВАНИЯ К НИМ

Цементные мосты устанавливают в целях:

изоляции водонапорных и непродуктивных горизонтов при испытании и ликвидации скважин;

возвращения на вышерасположенный горизонт;

изоляции зон поглощения или проявления;

забуривания нового ствола;

создания опоры для испытания пластов и секции обсадных труб;

ликвидации каверн и желобных выработок.

К цементным мостам предъявляются определенные требования по долговечности, герметичности, прочности, несущей способности, а также высоте и глубине нахождения. Требования основываются на конкретных геолого-технических условиях и обусловлены назначением моста.

Из приведенных в табл. 4.1 данных видно, что на мосты могут создаваться давления до 85 МПа, осевые нагрузки до 210 т, а напряжения сдвига (при высоте моста 1м) -- до 2,8 МПа.

Такие значительные нагрузки на мост возникают и при опробовании скважин с помощью испытателя пластов. Так, осевая нагрузка на хвостовик испытателя пластов может достигать 100 т и более при высоте моста 1 м.

Это обусловливает напряжение сдвига до 1,5 МПа.

Таблица 4.1

Допустимые депрессии и внутренние давления в обсадных колоннах

Параметры обсадной колонны	Нагрузки, действующие на мост при создании
	депрессии, равной допускаемому давлению на смятие*	внутреннего допускаемого давления**
диаметр, мм	толщина стенок, мм	марка стали
			депрессия, МПа	осевая нагрузка, т	напряжение сдвига при высоте моста 1 м, МПа	внутреннее давление, МПа	осевая нагрузка, т	напряжение сдвига при высоте моста 1 м, МПа
114 127 140 168 219 273 325	9,0 9,0 9,0 12,0 9,0 12,0 9,5 12,5 9,0 12,0 9,0 12,0	Д М Д М Д М Д М Д М Д М Д М	40,0 7,4 35,0 62,0 30,0 82,0 23,0 64,0 16,0 42,0 8,5 19,0 5,0 11,0	29 51 33 58 35 86 41 102 51 122 38 92 37 78	4,2 1,7 1,0 1,7 0,9 2,4 0,9 2,3 0,8 2,0 0,5 1,2 0,4 0,8	40,0 79,0 36,0 71,0 32,0 85,0 27,0 71,0 22,0 57,0 17,0 44,0 14,0 27,0	29 54 34 66 37 89 48 113 70 166 81 213 104 191	1,2 1,8 1,0 1,9 1,0 2,5 1,0 2,6 1,1 2,8 1,0 2,7 1,1 2,0

^* Коэффициент запаса прочности на смятие 1,3.

^** Коэффициент запаса прочности на разрыв под воздействием внутреннего давления 1,5.

Несущая способность цементных мостов в значительной мере зависит от их высоты, а также от наличия, состояния и толщины слоя глинистого раствора на колонне и фильтрационной корки на стенке скважин. Если удалена рыхлая часть глинистой корки, напряжение сдвига в начальный момент составляет 0,15 - 0,2 МПа. В этом случае даже при возникновении максимальных нагрузок достаточна высота моста 10 - 20 м. Наличие же на стенках колонны слоя глинистого раствора толщиной 1 - 2 мм приводит к уменьшению напряжения сдвига до 0,01 - 0,02 МПа и увеличению необходимой высоты моста до 180 - 250 м. В связи с этим высоту моста Н_м следует рассчитывать по формуле:

(4.1)

где Q_м - ожидаемая суммарная осевая нагрузка на мост;

D_с - диаметр скважины;

[_м] - удельная несущая способность моста, величина которой определяется как адгезионными свойствами тампонажного материала, так и способом установки моста.

Герметичность моста также зависит от его высоты и состояния поверхности контакта, так как давление, при котором происходит прорыв воды, прямо пропорционально длине и обратно пропорционально толщине корки. При наличии между обсадной колонной и цементным камнем глинистой корки толщиной 3 - 12 мм градиент давления прорыва воды составляет соответственно 1,8 - 0,6 МПа на 1 м. При наличии на корке пленки нефти давление резко уменьшается. При отсутствии корки между стенкой трубы и цементным камнем прорыв воды происходи при градиенте давления свыше 7 МПа/м. Следовательно, герметичность моста в значительной мере зависит также от условий и способа его установки. Корка при твердении цементного раствора обезвоживается, появляются в ней трещины.

В связи с этим высоту цементного моста следует корректировать, используя следующую формулу:

(4.2)

где Р_м - максимальная величина перепада давления, действующего на мост при его эксплуатации;

[?Р] - допустимый градиент давления прорыва флюида по зоне контакта моста со стенкой скважины; эту величину также определяют в основном в зависимости от способа установки моста и применяемых тампонажных материалов.

Из значений высоты цементных мостов, определенных по формулам (4.1) и (4.2), выбирают большее.

Ориентировочные значения [_м] и [?Р] при установке мостов чрез заливочную колонну с применением раствора из портландцемента в зависимости от технологии установки приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Ориентировочные значения [_м] и [?Р] при установке мостов

Условия и технологические мероприятия по установке моста	[м], МПа/м	[?Р], МПа
В обсаженной скважине С применением скребков и моющих буферных жидкостей С применением моющих буферных жидкостей Без скребков и буферных жидкостей В необсаженной скважине С применением скребков и моющих буферных жидкостей С применением абразивных буферных жидкостей С применением неабразивных буферных жидкостей Без буферных жидкостей	5 2 1 2 1 1 0,5	1 0,5 0,05 0,5 0,2 0,05 0,01

Цементные мосты должны быть достаточно прочными. Практика работ показывает, что, если при испытании на прочность мост не разрушается при создании на него удельной осевой нагрузки 3 - 6 МПа и одновременной промывке, то его прочностные свойства удовлетворяют условиям как забуривания нового ствола, так и нагружения от силы тяжести колонны труб или испытателя пластов.

При установке мостов для забуривания нового ствола к ним предъявляется дополнительное требование по высоте. Это обусловлено тем, что прочность верхней части моста Н! должна обеспечить возможность забуривания нового ствола с допустимой интенсивностью искривления, а нижняя часть Н₀ - надежную изоляцию старого ствола.

где R_с - радиус искривления ствола.

Верхняя часть моста часто бывает непрочная, рыхлая, за счет водоотстоя и смешивания с буровым раствором.

Опыт бурения и эксплуатации скважин показывает, что оптимальная величина интенсивности искривления ствола составляет 1° на 10 м, что соответствует радиусу искривления 573 м. Величину Н₀ определяют из условия 4.1 и 4.2.

В практике установки цементных (и прочих) мостов применяют следующие способы:

- закачку тампонажного раствора в интервал формирования моста при уравновешивании его столбов в заливочных трубах и кольцевом пространстве (балансовый способ);

- закачку тампонажного раствора с применением двух разделительных пробок;

- закачку цементного раствора в интервал установки моста под давлением;

- с использованием разделительного пакера;

- с использованием цементировочной желонки.

При распространенном балансовом способе в колонну заливочных труб, спущенную до глубины, соответствующей подошве моста, после промывки закачивают тампонажный раствор. Высота подъема раствора в кольцевом пространстве производится до расчетной высоты (с учетом объема труб). Затем заливочные трубы поднимают до кровли моста и прямой или обратной промывкой вымывают излишек тампонажного раствора.

Способ установки цементного моста с использованием двух разделительных пробок аналогичен предыдущему. Разнятся они тем, что во втором случае в нижней части заливочной колонны устанавливается пробкодержатель, после чего трубы спускают на расчетную глубину. В процессе закачки цементного раствора нижняя пробка проходит через пробкодержатель. После прокачки цементного раствора через трубы верхняя пробка, движущаяся за ним, садится на пробкодержатель. Возникает скачок давления. Заливочные трубы поднимают до кровли моста, повышают давление в трубах, что приводит к срезанию шпилек пробкодержателя и открыванию циркуляционных отверстий. Прямой или обратной промывкой вымывают излишек тампонажного раствора. Вследствие повышенной точности способа его применяют в глубоких скважинах, хотя он эффективен во всех случаях.

Установка моста с использованием цементировочной желонки для повышения вероятности получения качественного моста предусматривает установку пробки или пакера. Затем с помощью желонки тампонажный раствор «выливается» на них. Точность установки такого моста высока, но качество определяется рядом факторов: некоторые из них исключают возможность формирования значительных по высоте мостов, не всегда обеспечивают достаточную прочность камня и др.

Используют СТС-стреляющие тампонажные снаряды, в которые впрессовывается пробка; снаряд, спущенный на заданную глубину в скважину, выстреливает ее. Увеличенная в диаметре пробка останавливается в колонне, образуя мост. Для повышения его прочности одним из известных способов на нем формируют цементную часть моста.

Основными причинами безуспешной установки мостов в открытом стволе скважины (реже в обсадной колонне) является перемешивание тампонажного (особенно если взято небольшое его количество) и бурового растворов; уменьшение конечного объема тампонажного раствора за счет налипания на стенку заливочной колонны; образование цементного конгломерата, находящегося в буровом растворе (после подъема заливочных труб)г особенно в местах расширения ствола (у каверн). При «успешной» установке моста он может оказаться негерметичным даже в случае правильно подобранной для конкретных условий рецептуры тампонажного раствора; причина - прохождение газа по зазору между собственно цементным камнем и трубами вследствие процесса контракции, т. е. обезвоживания оставшегося бурового раствора между стенкой трубы и цементным камнем и образования в этих местах каналов. А при формировании камня в открытом стволе каналы будут больше.

Осложненные условия (большая - более 4000 м - глубина, высокие температуры и давления, высокие структурно-механические свойства буровых растворов, значительная кавернозность ствола скважины и другие) обязывают более внимательно относиться к каждому звену всего процесса установки мостов: приведению в норму параметров бурового раствора, очистке скважины, подбору рецептуры тампонажного раствора, срокам ОЗЦ и технологически правильному проведению операции.

Мосты могут испытываться опрессовкой, нагрузкой трубами (особенно при забуривании второго ствола), снижением уровня жидкости в скважине, а в ответственных случаях испытателем пластов.

4.2 ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА РЕЦЕПТУРЫ И ПРИГОТОВЛЕНИЯ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА ДЛЯ УСТАНОВКИ МОСТОВ

Тампонажные материалы для установки мостов следует выбирать, исходя из требований, предъявляемых к данному мосту, а также специфических особенностей работ по его установке.

При выборе рецептуры цементного раствора для установки моста в глубоких скважинах необходимо проводить исследования на консистометре (КЦ) по программе, имитирующей процесс установки моста не только по времени, давлению и температуре, но и по характеру проводимых работ.

Данные о программе исследования представлены в табл. 4.3.

Таблица 4.3

Программа исследования тампонажного раствора

Условия исследования на КЦ	Продолжительность исследования
tоп	Pоп	вращение мешалки
Нагрев от комнатной температуры до tдин tдин < tоп < tст То же	Повышение давления до Рдин Рст < Роп < Рдин То же	Да Нет Да	Т1 + Т2 + Т3 1,5 (Т4 + Т5 + Т6) 1,2 Т7

Примечание: t_оп и Р_оп - температура и давление при проведении опыта; t_дин, t_с - динамическая и статическая температура в интервале установки моста; Р_дин и Р_ст - динамическое и статическое давление в скважине соответственно.

При этом время загустевания цементного раствора Т_заг, должно соответствовать условию:

Т_заг > Т₁ + Т₂ + Т₃ + 1,5 (Т₄ + Т₅ + Т₆) + 1,2 Т₇,

где Т₁, Т₂, Т₃ - затраты времени соответственно на приготовление, закачивание и продавливание цементного раствора в скважину;

Т₄, Т₅, Т₆ - затраты времени на подъем колонны труб до глубины срезки моста, герметизацию устья и подготовку к срезке моста;

Т₇ - затраты времени на срезку моста.

При установке мостов в глубоких скважинах по указанной программе также необходимо исследовать смеси цементного раствора с находящимися с ним в контакте жидкостями, взятыми в соотношениях 3:1, 1:1 и 1:3. В некоторых случаях необходимо применение буферных жидкостей.

Другим не менее важным фактором является реализация выбранной рецептуры при приготовлении цементного раствора. Главными условиями при этом являются поддержание необходимых концентраций химреагентов в жидкости затворения и водоцементного отношения. Для этого количество используемых материалов нужно определять соответствующими способами: жидкие -- по объему, сухие -- по массе с необходимой точностью. Поскольку в процессе приготовления возможно насыщение раствора воздухом, контроль только по плотности не может быть достаточным, поэтому весь объем раствора следует готовить в осреднительной емкости, контролируя его качество по общему расходу жидкости затворения и цемента. При этом схема приготовления должна предусматривать возможность дополнительного ввода в раствор какого-либо из его компонентов.

Перед установкой цементного моста подбирают тампонажный материал и рецептуру его приготовления. Состав тампонажного раствора определяется геолого-техническими условиями скважины (пластовое давление, температура, давление гидроразрыва пласта, высота столба моста). Поэтому рекомендуют следующий выбор тампонажных материалов.

Облегченные цементы для получения растворов плотностью 1400 1600 кг/м³, на базе тампонажного цемента для «холодных» и «горячих» скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90 140°С -- ШПЦС-120 и для температур 160 250°С -- ШПЦС-200.

Утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2150 кг/м³ на базе тампонажного цемента для «холодных» и «горячих» скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90 140°С -- УШЦ-120; для температур 160 250°С -- УШЦ-200.

Из тампонажного портландцемента получают цементный раствор плотностью 1820 - 1850 кг/м³ с водоцементным отношением 0,5. Причем, начало схватывания при температуре 20 30°С длится до 10 часов. При более высоких температурах время схватывания меньше, и при температуре 75°С схватывание цемента длится уже 1,5 2 часа, что порой недостаточно при производстве тампонажных работ. Поэтому в зависимости от температуры применяют добавки реагентов: ССБ в количестве от 0,1 до 0,5 %, хроматы - от 0,1 до 0,5 %, ОКЗИЛ - от 0,1 до 0,5 % от массы цемента.

Для снижения водоотдачи тампонажных растворов в них вводят поливиниловый спирт -- до 1% и др. Количество химических реагентов определяют лабораторным путем в зависимости от характера скважины, способа цементирования и сорта тампонажного цемента.

4.3 РАЗРУШЕНИЕ ЗАСТОЙНЫХ ЗОН ПОПЕРЕЧНЫМ РАСХАЖИВАНИЕМ КОЛОННЫ ТРУБ

Застойные зоны тиксотропной жидкости в кольцевом пространстве скважины образуются при недостаточном центрировании колонны труб, при неизменности положения вектора эксцентричности в поперечном сечении скважины. При изменении направления вектора эксцентричности изменяется местоположение застойных зон и потока, вследствие чего поток распространяется на застойные зоны. При этом ликвидация застойных зон достигается без повышения давления.

Анализ показывает, что при эксцентричном положении колонны в скважине циркуляция восстанавливается при значительно меньших давлениях.

Изменение вектора эксцентричности достигается при поперечных перемещениях колонны труб в скважине, что приводит также к более интенсивному разрушению структуры раствора и дальнейшему уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве.

Поперечное расхаживание может быть осуществлено путем применения эксцентриков, располагаемых на колонне в интервале установки цементного моста, с одновременным вращением колонны, а также при расхаживании колонны с разгружением на забой.

При вращении колонны с эксцентриками трубы, опираясь на них, перемещаются в поперечном сечении скважины, что обусловливает разрушение застойных зон. При использовании эксцентриков буровой раствор полностью вытесняется из кольцевого пространства скважины значительно большего диаметра, чем при применении центратора, даже при наличии больших каверн. В случае одновременного вращения и расхаживания колонны в осевом направлении загустевшие массы бурового раствора и скопления шлама разрушаются в результате непосредственного воздействия на них самих эксцентриков.



Бурильные эксцентрики (табл. 4.4, рис. 4.1) для скважин диаметром: 214, 243, 269 и 295 мм выполнены в виде ряда радиальных ребер, жестко соединенных с корпусом и образующих в поперечном сечении своими периферийными гранями прерывистую окружность, эксцентричную по отношению к корпусу. Подобрано такое число ребер, чтобы в контакте с породой находилось не менее двух из них, а удельная нагрузка на стенки скважины не превышала 1 МПа даже при угле наклона ствола 30°С. При такой конструкции эксцентрика достигается минимальное перекрытие ствола скважины, обусловливается плавное скольжение этого устройства и предотвращаются провалы колонны в желоб.

Для расхаживания и вращения колонн диаметром 114 - 168 мм применяется цементировочная головка ГЦУ-ЗН-197-300, устанавливаемая между рабочей трубой и вертлюгом. Головка позволяет проводить цементирование с двумя разделительными пробками. В каждой секции головки имеются отвод с краном для подсоединения цементировочных агрегатов и винтовой стопор для фиксации разделительной пробки. В случае цементирования с одной пробкой или вообще без пробки используют одну секцию головки вместе с обратным клапаном, который необходим для предупреждения аварийных ситуаций на скважине в случае разрыва бурового шланга.

Для операций по установке цементных мостов в кавернозной части ствола скважины характерна крайне низкая успешность. В большинстве случаев успех достигается только в результате проведения нескольких операций.

Таблица 4.4.

Бурильные эксцентрики

Шифр эксцентрика	Техническая характеристика
	число ребер, шт.	диаметр эксцентрика, мм	диаметр корпуса, мм	высота, мм	масса, кг	эксцентриситет, мм
ЭБ-3-178-214	3	204	178	750	108	26
ЭБ-5- 178-243	5	233	178	750	111	55
ЭБ-5- 178-269	5	259	178	750	119	81
ЭБ-5- 178-295	5	285	178	750	123	107



Основной причиной низкой успешности работ по установке цементных мостов в кавернозной части ствола является наличие в ней загустевших масс бурового раствора и шлама, статические напряжения сдвига которых могут быть на три - четыре порядка больше нормальных значений. Естественно, что за счет касательных напряжений на границе потока застойные зоны в кавернах разрушиться не могут. Для этого необходимо радиальное истечение жидкости (рис. 4.2) через боковые отверстия в колонне (гидромониторный эффект) либо механико-гидравлическое воздействие, возникающее при работе эксцентриков.

Практика установки цементных мостов в условиях проявлений и частичных поглощений выдвигает необходимость создания в скважине баритовых пробок в целях перекрытия объекта, возникновения осложнения, сохранения контроля за стволом скважины и установки цементных мостов по всему сечению ствола скважины. На практике известны случаи, когда создание баритовой пробки не уравновешивало гидростатическое давление пластов и не предотвращало развитие проявлений. Однако известны и другие случаи, когда ликвидировать проявление за один раз не удавалось, и баритовую пробку приходилось устанавливать несколько раз, увеличивая ее высоту.

4.4 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

Мост в скважинах устанавливают по одной из трех схем: 1) мост из твердеющего состава, не ограниченный ни сверху, ни снизу уплотнениями; 2) мост из твердеющего состава, залитого на предварительно созданное уплотнение; 3) уплотнение без твердеющего состава. Для реализации разработаны цементировочное оборудование и оснастка заливочной колонны. Анализ оборудования, применяемого в настоящее время при установке мостов, показал, что для сложных условий наиболее приемлемыми могут быть только некоторые устройства (табл. 4.5).

Таблица 4.5

Оборудование для установки цементных мостов

Оборудование для установки мостов	Наиболее приемлемое	Преимущества	Недостатки
Скважинные устройства	УКЗЦ	Исключение перемешивания тампонажного раствора при прокачивании по колонне бурильных труб	Контроль за срабатыванием (срезом шпильки) неэффективен на большой глубине
Оснастка заливочной колонны	Эксцентрики бурильные	Эффективное удаление шлама из кавернозной части	Необходимо вращение колонны
Изолирующие пробки	Стреляющий тампонажный снаряд	Перекрытие ствола при поглощениях и газопроявлениях	Невозможна установка в кавернозном стволе
Пакеры	Разбуриваемый пакер ПРГМ	То же	Неприменим в кавернозном стволе и при высокой температуре
Цементировочная головка	Цементировочная головка	Отсутслвие выступающих узлов	Невозможно использование двух разделительных пробок
Разделительные пробки	Эластичная сферическая цементировочная пробка	Способность прохождения по колонне с различным сечением	Требуются специальные посадочные устройства
Устройства для раздельной доставки компонентов смеси	Тампонажное устройство	Раздельная доставка компонентов в скважину	Существует только конструкторская разработка

Из скважинного оборудования достаточно эффективным является устройство для контроля при забойном цементировании (УКЗЦ), разработанное в УкрНИИПНД. Устройство (рис. 4.3) состоит из корпуса 1, посадочной плиты 2, сменных шпилек 3, направляющей пробки 4 и двух резиновых, наполненных жидкостью разделителей 5.

Последовательность технологических операций при установке цементных мостов с помощью УКЗЦ показана на рис. 4.4.

Устройство в собранном виде (без шаровых разделителей) спускают до нижней отметки интервала установки цементного моста. Затем на заливочную колонну устанавливают цементировочную головку, в которой размещают два шаровых разделителя. После промывки скважины и закачки буферной жидкости освобождают первый шаровой разделитель, закачивают расчетное количество там-понажного раствора, затем освобождают второй шаровой разделитель и начинают продавливание. До посадки первого шарового разделителя на опорную плиту (рис. 4.4, I) буровой раствор свободно выходит из заливочных труб 1 в скважину через радиальные отверстия 2 и вертикальные отверстия 3 в опорной плите 4, а после посадки этого разделителя (в период продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство) через радиальные отверстия 2 уже выходит тампонажный раствор (рис. 4.4, II). Последние 1 - 2 м³ продавочной жидкости закачивают на пониженной скорости одним ЦА, благодаря чему на поверхности четко фиксируется момент схождения шаровых разделителей 5 и 6 (рис. 4.4, III). После подъема УКЗЦ до верхней отметки интервала установки цементного моста в колонне заливочных труб создается избыточное давление, в результате чего происходит срез стопорных шпилек 7, опорная плита с двумя шаровыми разделителями опускается до упора в торец направляющего башмака 8 (рис. 4.4, IV), радиальные отверстия 2 открываются и через них осуществляется прямая или обратная промывка при срезке кровли моста.



Эффективность работы устройства зависит от надежности фиксации момента схождения пробок и среза шпилек 7. При установке цементного моста на большой глубине обеспечить нормальную работу УКЗЦ не всегда удается. Другим недостатком этой технологии установки цементных мостов является необходимость подъема колонны заливочных труб перед срезкой кровли моста. В этом случае имеет место эффект поршневания, что неизбежно приводит к перемешиванию внутрискважинной жидкости с тампонажным материалом. Так как для установки моста используют небольшое количество тампонажного раствора, то перемешивание может существенно повлиять на успешность операции с применением УКЗЦ.

Аналогичное устройство для контролируемой установки цементных мостов разработано в АзНИПИнефти (рис. 4.5). Оно состоит из неподвижной и подвижной частей. Неподвижная часть представляет собой корпус 1, на верхнем конце которого имеется замковая резьба, а на нижний конец навинчивается направляющая пробка 6. Подвижная часть состоит из упругого седла 2 и стакана 5 с уплотнительным кольцом 4. Подвижная часть удерживается в корпусе с помощью двух штифтов 3. Кольцевое пространство между корпусом и направляющей пробкой представляет собой гидравлический амортизатор, заполняемый консистентной смазкой.

Устройство спускают в скважину на колонне бурильных труб до нижней отметки устанавливаемого цементного моста. После окончания закачивания тампонажного раствора проталкивают разделительную пробку 7 из цементировочной головки в бурильные трубы и продавливают тампонажный раствор до получения сигнала «стоп» в момент посадки пробки 7 на упругое седло 2 устройства. Затем поднимают УКЗЦ до верхней отметки цементного моста и закачивают продавочную жидкость в бурильные трубы. При повышении давления штифты 3 срезаются и подвижная часть устройства вместе с пробкой 7 и упругим седлом 2 перемещается в крайнее нижнее положение, выдавливая при этом жидкость из гидравлического амортизатора. Переход упругого седла в расширенную часть корпуса сопровождается его расширением, и пробка проталкивается в скважину, открывая центральный канал для промывки, что фиксируется по резкому снижению давления.

Технология установки мостов с применением УКЗЦ конструкции АзНИПИнефти обладает теми же недостатками, что и с использованием предыдущего устройства.

Из устройств, обеспечивающих прохождение в заливочную колонну продавочных и разделительных пробок, как наиболее совершенное можно назвать цементировочную головку б. ВНИИКРнефти (рис. 4.6).

Она состоит из корпуса 1, переключающего механизма, в который входят колокол 2, цилиндр 3, поворотная втулка 4 с внутренней резьбой, и размещенных в пазах цилиндра сухарей 5, имеющих ответную резьбу. Во внутренней полости цилиндра 3 установл...