Разбуривание в скважине

Разбуривание в скважине применяют для удаления цементного камня, оставшегося после цементирования перфорационных отверстий, цементных мостов, остатков цементного камня, успевшего затвердеть до того, как раствор был вымыт из полости труб, а также для удаления плотных пробок из песка, парафина и кристаллогидратов.

Схема внутрискважинного оборудования, применяемого при разбу-ривании пробок в полости лифтовых труб, приводится на рисунке 14.7.

Рис. 14.7. Схема внутрискважин­ного оборудования, применяемого при разбуривании пробок в полости лифтовых труб: / - колтюбинговая труба; 2 - стабилизатор (центратор); J - забойный двигатель; 4 - породораз-рушающий инструмент (долото исти­рающего типа); 5 - разрушаемая пробка (остатки цементного камня или плотная песчаная пробка)

Применяется следующее оборудование и материалы:

• колтюбинговая установка;

• устьевое оборудование (должно включать уплотнение, обес­ печивающее спуск компоновки в скважину, которая находится под давлением);

• насосная установка;

• емкость для промывочной жидкости;

194

• компоновка оборудования на забое может состоять из следую­ щих элементов (сверху вниз): соединительного устройства, обратного клапана, гидравлического разъединителя, циркуляционного переводни­ ка, забойного двигателя;

• породоразрушающий инструмент:

• техническая или морская вода с небольшими добавками поли­ меров, например, биозана.

При необходимости проведения бурения в эксплуатационной колонне в качестве породоразрушающего инструмента применяют расширитель, ниже которого устанавливают долото малого диаметра («пилотная фреза»).

К особенностям выбора забойного двигателя и породоразрушаю­щего инструмента следует отнести необходимость использования обо­рудования, которое требует создания по возможности меньших осевых усилий и меньших крутящих моментов.

Такому требованию удовлетворяют винтовые забойные двигатели в сочетании с долотами истирающего типа.

Породоразрушающий инструмент применяется, как правило, с раскрывающимися рабочими элементами, что разрешает пропускать его через колонну лифтовых труб.

Спуск инструмента в скважину осуществляют на максимальной скорости, а подача промывочной жидкости должна быть такой, что­бы не вызвать раскрытия инструмента. Инструмент спускают в ту зону скважины, где гарантировано отсутствие пробки, цементного камня на стенках труб и других наростов. Именно в этой зоне должен раскрываться инструмент, в противном случае режущие элементы могут не занять своего рабочего положения. Потом увеличивают по­дачу промывочной жидкости до значения, при котором происходит раскрытие инструмента. В том случае, если породоразрушающий ин­струмент не приводят в рабочее положение, описанная операция не выполняется. После этого при номинальной для конкретного приме­няемого забойного двигателя подаче промывочной жидкости начи­нают разбуривание.

Оптимальным режимом работы является беспрерывный, плавный, т. е. при отсутствии резких падений числа оборотов породоразрушающего инструмента и скачков давления на выбросе промывочных насосов.

Для повышения эффективности очистки ствола скважины целесо­образно после проходки каждых 15-30 м пробки прекращать процесс ее разрушения, поднимать инструмент и проводить интенсивную промыв­ку. Нагнетание загущенной полимером жидкости может проводиться только в процессе интенсивной промывки скважины.

В отечественной практике рекомендуется определенный набор ин­струментов и оборудования для работ с колтюбинговыми установками.

195

Одним из самых перспективных направлений сегодня является ведение ремонтных работ без глушения скважин с использованием кол-тюбинговых установок. При этом используется скважинное оборудова­ние, различное как по назначению, так и по типоразмерам.

Отечественные колтюбинговые установки, которые эксплу­атируются в УИРС «Уренгойгазпром», «Тюменбургаз» и других пред­приятиях, не комплектуются оборудованием и инструментом для вы­полнения всего комплекса работ по ремонту скважин.

Для проведения ремонта с использованием колтюбинговых уста­новок и изучения опыта работы по ремонту скважин импортными уста­новками в ОАО «Сургутнефтегаз» разработан комплекс оборудования и инструментов для выполнения работ как отечественными, так и им­портными установками с «непрерывной трубой» (табл. 14.1).

В настоящее время успешно прошел испытания комплекс обору­дования и инструментов для работы в НКТ диаметром 73 мм в ОАО «Сургутнефтегаз», а также разработаны комплексы для работы в НКТ диаметрами 60 и 89 мм (В. Мишин, Е. Штахов).

Опыт применения гибких колонн при капитальном ремонте в зарубежной и отечественной практике

На месторождении Прадхо-Бей (Северный склон Аляски) гибкие колонны НКТ применяются для исправительного цементирования под давлением без использования буровой установки с 1983 г. Программы исправительного цементирования через гибкую колонну НКТ первона­чально осуществляли для тампонирования проводящих каналов в це­ментном камне; тем не менее, в дальнейшем они нашли применение для изоляции перфорационных отверстий и стали незаменимым инструмен­том в регулировании разработки пласта.

Применение гибких колонн НКТ первоначально рассматривали как альтернативу использованию установок для капитального ремонта скважин в основном в связи с пониженными затратами. Операции по исправительному цементированию с использованием гибкой колонны НКТ были модифицированы, и в настоящее время затраты на них могут составлять приблизительно 25% стоимости таких работ на месторожде­нии Прадхо-Бей с использованием буровой установки. Несколько сотен операций по исправительному цементированию было выполнено в це­лях изоляции неожиданных притоков в скважины воды или газа, устра­нения дефектов после первичного цементирования, а также изменения профилей приемистости или притока. Гибкие колонны НКТ были ус­пешно применены в широком диапазоне скважинных условий и при температуре воздуха вплоть до -43 °С.

196

Основные технические характеристики скважинного оборудования и инструмента для работы с установками «гибкая труба»

Таблица 14.1

Наименование	Размеры, мм		Масса, кг, не более	Рабочее давление, МПа	Примечание
	Диаметр	Длина
1	2	3	4	5	6
1. Переводник с гибкой ттгубы на штанговую резьбу	40	150	0,5	30	Для различных диаметров и толщины стенки гибких труб.
2 Обратный клапан	42	240 j	1,5	35
3. Гидравлический разъединитель	45; 54; 66	530	7	35	Применяется в компоновке с заоойным двигателем, ловильным инструментом и т. д. Предназначен для освобождения гибкой трубой прихваченного инструмента.
4. Устройство для посадки и извлечения	57	440	7	35	Устройство имеет сквозной канал для осуществления промывки
5. Штанголовки	45; 54	500	6,5		Предназначена для извлечения оборванных штанг диаметром 13, 16,19 и 22 мм
6. Овершоты	45; 54	700	8		Предназначены для захвата гибкой трубы диаметром 33 и 38 мм
7. Устройство для вращения ловильного инструмента	45; 55	410	6	10	Предназначено для проворота ловильного инструмента на 360°
8. Шарнирные отклонения с промывкой и без промывки	40	230	'У	20	Угол отклонения до 20°
9. Гидравлический центратор	54	500	7	35	Предназначен для центрирования инструмента в НК1 73 и стабилизации работы гидравлического двигателя
10. Гидравлический якорь	45; 54; 68	400	6	10	Предназначен для работы в НКТ 73 в компоновке с внутренней гидромеханической труборезкой
11. Гидромеханическая труборезка	45; 54; 70	735	10,5	8,0-15,0	Предназначена для отрезки НКТ 73. Присоединительная резьба 342
12. Размывочные насадки	40; 45; 50; 55				Применяется для размыва песчаных и гидратно-парафиновых пробок

Продолжение табл. 14.1

1	2	3	4	5	6
13. Скребок механический	54; 66	1500	14		Предназначен для очистки внутренней поверхности НКТ 73 перед свабированием, спуском геофизических приборов и профилактической очистки с помощью каната или гибкой трубы
14. Механический яс	45; 55	1115	12	-	Предназначен для работы в компоновке с механическим скребком
15. Грузовые штанги	45; 54	1500	20	-
16. Гидравлический яс	39	1150	8,5		Предназначен для создания ударных нагрузок при выполнении операций по установке и извлечению клапанов и других извлекаемых устройств
17. Желонка гидростатическая	54; 66	1600; 2600	30,5	30	Предназначена для извлечения из скважин посторонних предметов Объем 5 литров
18. Ловильный инструмент для извлечения тросов, кабеля и проволоки	45; 55	1200	8,5		С наружным и внутренним захватом.
19. Шаблоны с промывкой	45; 55	750; 1500	20	-	Предназначены для шаблонирования колонны НКТ 60 и 73 мм Имеют сквозной канал для осуществления промывки
20. Труборез и вальцовка					Предназначен для отрезки гибкой трубы и завальцовки переводника под штанговую резьбу
21. Глухая пробка	57	750

Присоединительная резьба на всех устройствах штанговая Ш 22 (диаметр резьбовой части 30 мм)

Основные процедуры исправительного цементирования под дав­лением с использованием гибкой колонны НКТ были усовершен­ствованы в течение нескольких лет; кроме того, было разработано мно­жество специальных цементных смесей в соответствии с изменяющи­мися требованиями к темпам отбора нефти и газа на месторождении.

На месторождении Прадхо-Бей пробурено и закончено более 1100 скважин. При разбуривании месторождения почти все скважины бурят наклонно направленно с гравийных насыпей. Скважины вскрывают га­зовую шапку и водоносный горизонт; продуктивный нефтеносный пес­чаник в свите садлрочит находится на глубине приблизительно 2680 м. Средний угол отклонения ствола от вертикали равен 42°. Скважины обычно заканчиваются с пакером, 88,9-, 114,3-, 139,7- или 177,8-мм экс­плуатационной колонной и 139,7-, 177,8-, 193,7- или 244,5-мм эксплуа­тационным хвостовиком либо обсадной колонной, зацементированной в интервале продуктивного пласта айвишак (рис. 14.8). Все скважины оборудованы глубинными отсечными клапанами (ГОК), устанав­ливаемыми ниже зоны многолетнемерзлых пород на глубине примерно 600 м от уровня моря. Большинство скважин оснащено также газ-лифтными клапанами. Забойное давление составляет приблизительно 25,5 МПа, а температуры варьируют от 77 до 110 °С.

На 2002 г. почти в 430 скважинах месторождения планировались операции по исправительному цементированию под давлением с ис­пользованием гибкой колонны НКТ. Большинство таких работ можно отнести к одной или нескольким основным категориям.

Изоляция газа. Оборудование для обращения с газом в настоящее время стало ограничивающим фактором в добыче нефти на место­рождении Прадхо-Бей. Повышенное содержание газа в продукции скважин обычно вызывается затрубными перетоками газа, подтоком газа в нефтяную зону или миграцией газа из газовой шапки. Операции по изоляции газа становятся необходимыми, когда газовый фактор пре­высит критическое значение (1780 m^j/m³). Сокращение объемов выде­ляемого газа непосредственно отражается на гибкости операций по до­быче нефти на месторождении. Считается, что провести работы по изо­ляции газа довольно несложно.

Изоляция воды. Добыча воды не относится к числу текущих ог­раничивающих факторов на месторождении Прадхо-Бей, однако обра­ботка больших объемов воды и газа, добываемых из скважин с высокой обводненностью продукции, приводит к сокращению добывных мощ­ностей. Чрезмерная добыча воды обычно вызывается заколонными пе­ретоками, преждевременным прорывом воды при заводнении месторо­ждения или конусообразованием подошвенной воды. Изоляция воды в скважинах обычно является более сложной задачей, нежели изоляция газа, и требует большего объема цементного раствора или многократ­ных операций по исправительному цементированию.

199

Рис. 14.8. Типичная конструкция скважи­ны, законченной на продуктивный пласт айви-шак, на месторождении Прадхо-Бей: 7 - 473,1-мм обсадная колонна, трубы из стали марки К-55, линейная плотность 316,4 кг/м; 2 - пере­водник 508X473,1 мм на глубине 450 м; 3 -244,5-мм переводник с трапециевидной на стан­дартную резьбу на глубине 688 м, навинченный во время капитального ремонта скважины в 1988 г.; 4 - цементная пробка; 5 — 508-мм ко­лонна, трубы из стали марки К-55 с трапецие­видной резьбой, линейная плотность 436,1 кг/м, до глубины 706 м; 6 - 114,3-мм колонна НКТ, имеющих резьбовые соединения с двойным уп­лотнением, трубы из стали марки 13Сг, линей­ная плотность 41,3 кг/м; 7 - 114,3-мм посадоч­ный ниппель (внутренний диаметр 96,8 мм) на глубине 2409 м; 8 — верх 177,8-мм хвостовкика на глубине 2135 м; 9 - 244,5-мм колона, трубы из стали марки L-80 с трапециевидной резьбой, линейная плотность 154,1 кг/м, до глубины 2568 м; 10 — 114,3-мм хвостовик до глубины 2431 м; 11 — глубина скважины после установки забойного моста 2805 м; 12 - 177,8-мм хвосто­вик, трубы из стали марки L-80, линейная плот­ность 95,1 кг/м, до глубины 2824 м; 13 - свеча с маркером на глубине 2710 м; 14 - 114,3-мм по­садочный ниппель (внутренний диаметр 94,6 мм) на глубине 2424 м; 75 - 114,3-мм хво­стовая труба из стали марки 13Сг, линейная плотность 41,3 кг/м; 16 - 244,5-мм пакер (внут­ренний диаметр 101,6 мм) на глубине 2393 м; 11 - запорное устройство на глубине 2393 м; 18 -134,3-мм посадочный ниппель (внутренний диа­метр 96,8 мм) на глубине 2390 м; 79 - газлифт-ная камера; 20 - посадочный ниппель для ГОК (внутренний диаметр 96,8 мм) на глубине 616 м

Изменение профиля приемистости скважин. В этом случае ис­правительное цементирование обычно осуществляется для ликвидации зон поглощения. Вообще говоря, изменение профиля приемистости на­гнетательной скважины требует наиболее сложного по техническому исполнению исправительного цементировании на месторождении Прадхо-Бей. В нагнетательные скважины закачиваются большие объе­мы сравнительно холодной морской воды с высокими расходами и дав­лениями, что способствует размыву цементирующего материала, скре­пляющего горную породу. Давления разрыва пласта значительно сни­жаются за счет проявления теплового эффекта при использовании мор-

200

! ской воды, имеющей температуру 27-32 °С. Высокое качество исправи-

I тельного цементирования под давлением в этих скважинах было достиг­нуто благодаря использованию специально расширяющихся цементных смесей с наполнителем, содержащих слюду, пену, а также тиксотропные

[ системы (неубедительные составы тампонирующих смесей. - А. Б.) и другие составы. Тем не менее, поскольку ни одна из этих смесей или реа­лизованных процедур не была на 100% эффективной, рассматриваются и другие способы решения проблемы, в том числе закачка головных пор­ций цементного раствора с высоким содержанием тампонирующих доба-

I вок с последующим нагнетанием цементного раствора с низкой водоот­дачей и высокотемпературных цементных смесей с пачками флюидов, рассчитанных на процессы нагревания и охлаждения.

Исправительное цементирование после гидроразрыва пласта.

До сих пор единственная скважина, в которой проводился гидроразрыв пласта, была зацементирована под давлением с использованием гибкой колонны НКТ. Исправительное цементирование в этой скважине было успешно выполнено с применением цемента марки G. В операциях ис­пользовали исключительно мелкоизмельченную цементную пудру и различные смолы и пластмассы, которые в настоящее время намечают­ся для применения в аналогичных скважинах, вскрывших трещинова­тые породы, и других специальных приложениях.

Основное оборудование

В связи с исключительно низкими температурами и пронизываю­щими ветрами на Северном склоне Аляски большая часть оборудования для исправительного цементирования заключена в защитные кожухи, смонтированные на трейлерах для обеспечения максимальной подвиж­ности. Тем не менее, успешному проведению исправительного цемен­тирования способствовало применение жестких линий и манифольдов на устьях скважин в сочетании с творческим использованием упроч­ненного наполнителя visqueen и непрямых огневых подогревателей. На подготовленной к работе в зимних условиях установке CTWO (для ка­питального ремонта скважин с использованием гибкой колонны НКТ) применяется оборудование, показанное на рисунке 14.9.

Установка для спуска гибкой колонны через герметизированное устье (CTU). Типичная такая установка на Северном склоне Аляски, в том числе применяемая для исправительного цементирования под давле­нием, содержит мачту, смонтированную на тракторном прицепе. Такие CTU способны спускать колонны НКТ наружным диаметром 44,4 мм до глубины 4580 м. После прибытия на скважину для выполнения монтаж­ных и вспомогательных операций перед спуском НКТ требуется прибли­зительно 45 мин. Каждая CTU может быть разобрана на семь основных блоков, включая смонтированный на тракторном шасси трехцилиндровый

201

насос, кабину оператора, катушку с гибкой колонной НКТ в защитном ко­жухе, закрытую силовую установку на полозьях, инжекционную головку, мачту, сборку превенторов и аккумуляторную систему. В дополнение к оборудованию, необходимому для функционирования CTU, приборное оснащение содержит оперативный компьютер для контроля всех данных о давлениях, нагрузках и скоростях спуска, средства контроля целостности колонны НКТ, которые измеряют наружный диаметр и овальность НКТ, а также оценивают признаки надвигающихся усталостных повреждений, денситометр для измерения температуры и плотности всех флюидов, про­качиваемых через гибкую колонну НКТ.

Рис. 14.9. Схема компоновки типич­ной установки (в арктическом исполнении) для капитального ремонта скважин с ис­пользованием гибкой колонны НКТ на ме­сторождении Прадхо-Бей: 1 - дозировоч­ный насос; 2 — добываемая вода; 3 — про­мысловые отходы; 4 — закрытая от атмо­сферных условий устьевая арматура; 5 -метанол; 6 — мерная емкость; 7 - полевая лаборатория; 8 - генератор; 9 - манифольд; 10 - установка для принудительного спуска НКТ через герметизированное устье; 11 -средства регулирования содержания твер­дой фазы; 12 - устройство с цементиро­вочной желонкой; 13 - автоцистерна с ки­слотой; 14 - смесительное устройство; 15 -насосный агрегат; 16 — цементовоз (рас­сыпной цемент): 17 - отработанная вода

Трейлер с манифольдной обвязкой. Утепленное помещение для манифольдной обвязки и резервуарный парк были изготовлены специ­ально для проведения операций по исправительному цементированию с использованием установки CTWO. Эта манифольдная обвязка обеспе­чивает гибкость в распределении флюидов, закачиваемых через гибкую колонну НКТ или кольцевое пространство между гибкой и эксплуата­ционной колоннами, а также выходящих из скважины флюидов с про­тивоположной стороны. Выходящие из скважины флюиды могут быть направлены через сдвоенный штуцер в помещение с резервуарным пар­ком или в другие наружные резервуары, где не сложно организовать контроль для сопоставления объемов флюидов, закачанных в скважину и полученных из нее. В дополнение к жестким линиям, клапанам, изме­рительным приборам и регуляторам давления манифольдная обвязка содержит резервные фильтры высокого давления, фильтры низкого давления патронного типа, а также встроенные дроссели с датчиками давления на входе и выходе, которые чрезвычайно важны при проведе­нии операций исправительного цементирования под давлением. Имеет­ся мощный воздушный компрессор для продувки всех линий с целью

202

их защиты от замерзания. В резервуарный парк включены пять резер­вуаров (вместимость каждого 3,2 м³) с крышками и дыхательными кла­панами. Резервуары квадратной формы позволяют хранить и контроли­ровать объемы выходящей жидкости в процессе исправительного це­ментирования скважины, в дальнейшем эта жидкость подается в сосед­ние, расположенные снаружи, резервуары или автоцистерны.

Лаборатория и офис. Они монтируются на небольшом трейлере и включаются в стандартную схему установки CTWO. Лаборатория обычно оснащается прибором для определения водоотдачи по АНИ при высоких значениях температуры и давления, денситометром для опре­деления плотности в атмосферных условиях и водяной баней. Перед закачкой в скважину цементный раствор проходит проверку на водоот­дачу; кроме того, отбираемые представительные пробы помещаются в водяную баню для быстрого выявления возможных осложнений.

Автофургон для определения содержания твердой фазы. Это спе­циально спроектированная установка для отделения всех твердых частиц из возвращаемого цементного раствора. Цементный раствор, удаляемый из скважины в процессе ее очистки после исправительного цементирования под давлением, направляется в этот фургон, оснащенный виброситами и центрифугами. Данное уникальное оборудование позволяет получать жид­кую фазу, направляемую в скважины для сброса промысловых отходов, и твердую фазу с пониженным содержанием воды. Уменьшение содержания воды делает возможным после обработки из некоторого количества возвра­щаемого цементного раствора изготовлять фундаментные блоки, которые могут найти применение в промысловых условиях.

Резервуарный парк. Размещаемый у скважины резервуарный парк часто включает четыре изолированных резервуара (вместимость каждо­го 80 m^j), в том числе два для добываемой или морской воды, исполь­зуемой для глушения скважины, а также для вытеснения газа в пласт перед проведением исправительного цементирования под давлением; один для метанола в системе предупреждения образования газогидра­тов и еще один для хранения поступающих из скважины жидкостей. Кроме того, еще несколько резервуаров обычно применяются для об­легчения измерения расхода выходящей из скважины жидкости и отде­ления сильно загрязненных потоков от сравнительно чистых флюидов.

Смесительное устройство, насосный агрегат и резервуары для ки­слоты. Цементный раствор готовится в мешалке периодического действия и на месте подвергается испытаниям, прежде чем быть закачанным в сква­жину. После испытаний цементный раствор из расходных резервуаров про­пускается через фильтры низкого давления и подается на прием насосов вы­сокого давления, затем проходит через трейлер с манифольдной обвязкой для удаления под высоким давлением комков и направляется для закачки к установке для принудительного спуска гибкой колонны НКТ через герме­тизированное устье. При необходимости в процессе подготовительных ра­бот кислота подается непосредственно к указанной установке.

203

Забойная компоновка. В отличие от большинства других опера­ций, выполняемых на месторождении Прадхо-Бей с использованием гибкой колонны НКТ, в забойной компоновке установки CTWO не при­меняются ни гидравлические разъемы, ни обратные клапаны. Обычно в этой компоновке используются только устройство для подсоединения гибкой колонны НКТ и гидравлическая насадка. Применяются два ос­новных типа насадок, выбор определяется способом очистки скважины. Если избыточный цементный раствор должен вымываться, то использу­ется комбинированная насадка (рис. 14.10). Эта насадка в обычном ре­жиме работы обеспечивает подачу больших объемов раствора и не соз­дает значительных гидравлических сопротивлений, однако после закач­ки через гибкую колонну НКТ стального шара, который при посадке блокирует нижнюю половину этого устройства, насадка позволяет по­лучать высокоскоростные струи. Такая конструкция обеспечивает воз­можность прокачивать большие объемы цементного раствора при ми­нимальных потерях давления на трение, а также создавать струи высо­кого давления, необходимые для вымыва цементного раствора и чрез­мерных скоплений наносов, образующихся в ходе очистных операций после исправительного цементирования. Если избыточный цементный раствор должен быть удален противотоком, то применяется аналогич­ная насадка, но без гнезда для посадки запорного шара.

Сечение по А-А

Рис. 14.10. Комбиниро­ванная насадка для вымыва избыточного цементного рас­твора, состоящая из двух сек­ций. Верхняя секция содер­жит шесть боковых отвер­стий, проходящих тангенци­ально по отношению к внут­реннему радиусу. Все отвер­стия имеют диаметр 6,4 мм; внутренний радиус имеет вы­точку, как показано. Нижняя секция содержит девять от­верстий диаметром 9,5 мм и три отверстия диаметром 6,4 мм. Восемь боковых от­верстий проходят через 30° сверху вниз на осевой линии по внутреннему радиусу: 1 -конусная поверхность с пло­щадкой под внутренний диа­метр обратного клапана; 2 - j толщина 9,5 мм; 3 - наруж­ный диаметр 76,2 мм; 4 - шар диаметром 19 мм; 5 - отвер­стие диаметром 17,8 мм

Проектирование исправительного цементирования под давлением

Общие соображения. Проектированию операций по исправи­тельному цементированию может помочь выполнение следующих ре­комендаций:

• оцените степень развития осложнения. Проанализируйте пре­ дысторию добычи, характеристики коллектора и имеющиеся данные геофизических исследований;

• выберите интервалы перфорации для исправительного цемен­ тирования под давлением, если окажется, что они необходимы. Помни­ те, что любые перфорационные каналы, созданные для исправительного цементирования под давлением, способствуют утечкам в пласт. Такие перфорационные отверстия должны создаваться таким образом, чтобы исключить контакт с нежелательными скважинными флюидами;

• установите отметку для корреляции глубины путем проверки положения хвостовой трубы колонны НКТ и общей глубины забоя скважины после тампонирования;

• примите решение относительно способа очистки скважины с учетом диаметра имеющейся на месторождении гибкой колонны НКТ. Успешные операции по цементированию под давлением проводились с использованием гибкой колонны НКТ диаметром 31,7 мм или выше. Убедитесь в том, что обслуживающая компания может обеспечить ра­ боты всем необходимым оборудованием;

• привлеките к работам цементировочную компанию, которая знакома с операциями в процессе исправительного цементирования под давлением и располагает подходящими средствами высококачественно­ го управления и оборудованием для гидравлических испытаний. Обсу­ дите с представителями этой компании предлагаемые процедуры и ус­ ловия в скважине. Организуйте совещание по планированию подго­ товительных работ с участием всех подрядчиков, чтобы рассмотреть мельчайшие детали.

Целостность колонны НКТ. Сбросьте любое избыточное давле­ние в герметизированном кольцевом пространстве, заполненном газом или жидкостью. Повысьте давление в кольцевом пространстве до зна­чения, соответствующего давлению, при котором проводятся гидравли­ческие испытания. Не превышайте давления разрыва внешней обсадной колонны или смятия эксплуатационной колонны. Убедитесь в том, что принят необходимый коэффициент запаса прочности, базирующийся на известном или ожидаемом состоянии колонны НКТ. Если обнаружится утечка, то определите место, где она произошла; затем необходимо уст­ранить ее до проведения работ по исправительному цементированию либо изменить программу цементировочных операций, чтобы учесть возможность сообщаемое™ трубного и кольцевого пространства.

205

Операции с использованием гладкой проволоки. Удалите из сква­жины ГОК и проверьте проходное сечение в ней. Участки сужения могут помешать выполнению исправительного цементирования под давлением. Извлеките все диафрагмы с просверленными отверстиями, замените про­пускающие газлифтные клапаны или во всех газлифтных камерах уста­новите «пассивные» клапаны. В это же время необходимо устранить все неисправности в запорном оборудовании на устье скважины.

Удаление твердых осадков из скважины. Если в результате спу­ска инструмента на гладкой проволоке будет обнаружено, что на­меченный для исправительного цементирования перфорированный ин­тервал перекрыт твердыми осадками, то необходимо с помощью гибкой колонны НКТ удалить эти осадки до требуемой глубины, для чего ис­пользуется струйный эффект, раздвижной расширитель или циркуляцию промывочной жидкости. На месторождении Прадхо-Бей для удаления первых 3 м слоя осадков, если они накопились в течение длительного периода времени, часто приходилось прибегать к использованию раз­движного расширителя или к бурению. Созданием циркуляции удалите все такие осадки из скважины. На этом месторождении в качестве про­мывочной жидкости чаще всего используют суспензии мелкозернистого материала, пену, загущенные дизельное топливо и воду с применением веланового (welan) или ксантанового биополимера.

В нагнетательных скважинах очистка может производиться путем струйного воздействия или продавливания в пласт, так как высокая приемистость часто не позволяет поддерживать обратную циркуляцию и вынос твердых частиц на поверхность.

Изоляция перфорированных интервалов. В некоторых случаях для изоляции нижней зоны от применяемого при исправительном це­ментировании тампонажного раствора используют надувные пакеры, песчаные пробки или утяжеленный буровой раствор. Если спускаемая через колонну НКТ надувная пакер-пробка используется для изоляции нижнего перфорированного интервала, то на верх пакера помещают СаСОз, а затем песчаную пробку. За счет этого пакер удерживается на месте под воздействием создаваемого в процессе исправительного це­ментирования давления. Пакер может быть извлечен после вымыва об­ратной циркуляцией созданной песчаной пробки на слое СаСО₃ и уда­ления последнего под действием кислоты. Кроме того, для изоляции верхнего перфорированного интервала успешно применяли надувную пакер-пробку. Тем не менее, были испытаны многочисленные цемент­ные смеси с низкой водоотдачей, которые продемонстрировали мини­мальное загрязнение кернового материала. Если возникают какие-то сомнения, проведите испытания на кернах с использованием выбран­ного для работ цементного раствора. Вполне возможно, что гораздо

206

дешевле может оказаться цементирование обсадной колонны во всем продуктивном интервале, с последующей очисткой скважины и пер­форированием желаемой зоны, а не изоляция отдельных перфориро­ванных интервалов.

Руководство по приготовлению и закачке цементного раствора

Заполните стандартную форму, применяемую при проектирова­нии цементного раствора, и убедитесь в том, что композиция цементно­го раствора, выбранная обслуживающей компанией, и результаты пред­варительных испытаний этой цементной смеси соответствуют при­водимым в этой форме критериям.

Типичные тампонажные смеси готовятся на основе цемента марки G с добавкой реагентов для регулирования водоотдачи, замедлителей схва­тывания, диспергирующих веществ или реагентов для улучшения смазы­вающих свойств, ПАВ, пеногасителя и, возможно, других специальных реагентов для увеличения связи цемента с породой и колонной, материа­лов для борьбы с поглощением или повышения кислотостойкости.

Работы по проектированию цементного раствора. В процессе осуществления мероприятий по подготовке скважины сервисная ком­пания должна провести тщательные лабораторные испытания цемент­ного раствора, результаты заверяются представителем компании-оператора. Пробы для испытания, включая воду, должны отбираться именно из того источника и партии, которые действительно будут ис­пользоваться в промысловых операциях. Срок хранения и источник ма­териалов, применяемых в лабораторных исследованиях, могут вызвать сомнения. Кроме того, весьма желательно убедиться в том, что приме­няемое в промысловых условиях цементировочное оборудование будет обеспечивать достаточное перемешивание и напряжение сдвига, чтобы полностью прогидратировать и перемешать все добавки. Многие объе­мы цементного раствора приходилось сбрасывать, поскольку результа­ты промысловых и лабораторных испытаний не совпадали. Дополни­тельное сдвиговое усилие, развивающееся при прокачке цементного раствора через гибкую колонну НКТ, может приводить к отклонению от нормативов свойств цементного раствора на выходе из цементиро­вочной насадки. Следовательно, цементный раствор необходимо прове­рять на сдвиговую устойчивость, чтобы гарантировать, что не произой­дет разрушения добавок при прокачке через гибкую колонну НКТ, и заносить в ведомость.

207

Дата

Скважина

Утверждена

Сервисная компания

Время загустевания, ч (включая 1 ч пребывания

раствора на поверхности и 4-6 ч закачки в скважину)

Заданная водоотдача, см³ за 30 мин при 74°С

Допустимый диапазон, см"¹ за 30 мин

Время, мин Температура и давление

0-60 32 °С и атмосферное давление

60-90 Повысьте температуру

до 66 °С (49 °С/ч), а давление до 28 МПа

90—120 Постепенно повысьте

температуру до 74°С, а давление до 52 МПа

120-130 Температуру и давление

поддерживайте на уровне 74°С и 52 МПа

130—150 Поддерживайте температуру

74°С, а давление уменьшите до 41 МПа

150 - конец испытания Повышайте температуру

с темпом 8,3 °С/ч пока не будет достигнута статическая забойная температура ... °С и выдерживайте ее до конца испытания Результаты:

Дата испытания Инженер сервисной компании

Водоотдача в лабораторных условиях

Время загустевания в лабораторных условиях

Продолжительность прокачки. Время загустевания обычно пла­нируется равным 5-9 ч при температурах и давлениях, соответствующих фактическим забойным условиям при осуществлении исправительного цементирования. Испытания в консистометре под давлением проводятся с учетом имеющихся данных о температуре в процессе циркуляции, чтобы отладить программу испытаний в консистометре с учетом моделируемых условий (температуры и давления) исправительного цементирования, а не по стандартной программе АНИ. Стандартная программа испытаний по АНИ и фактические данные, измеренные в процессе исправительного це­ментирования, показаны на рисунке 14.11. Можно видеть, что программа

208

испытаний более консервативна, чем фактические данные о давлении и температуре, однако этим обеспечивается дополнительный коэффициент безопасности.

7 8 <Э 10 11 12 i

Продолжительность времени,ч

7 8 9 1O 11 12 13

Продолжительность времени.ч

Рис. 14.11. Сравнение температур и давлений в процессе стандартных испы­таний по методике АНИ с фактическими данными в ходе исправительного це­ментирования: а - испыта­ния по методике АНИ; б -фактические данные; 1 - це­ментный раствор у насадки; 2 - начало струйного воздей­ствия; 3 - начало подъема гибкой колонны НКТ из скважины; 4 -струйное воз­действие; 5 — реверсирова­ние процесса

Водоотдача. Вообще говоря, в настоящее время при оценке водо­отдачи при перепаде давления 7,9 МПа по методике АНИ с ис­пользованием значения температуры в процессе циркуляции на забое этот показатель для цементного раствора плотностью 1,9 t/cm^j варьиру­ет в диапазоне 40-100 cm^j за 30 мин. Необходимо отметить, что плот­ность цементного раствора считается важным фактором при выборе подходящего значения водоотдачи. При исправительном цемен­тировании в интервале проницаемых пород следует выбирать легкий цементный раствор, исходя из количества твердых частиц на единицу объема. Облегченные цементные растворы характеризуются повышен­ной водоотдачей до наступления значительной гидратации цемента, в результате могут развиваться седиментационные эффекты (сомнитель­ные предположения. - А. Б) и даже образовываться плотная пробка, пе­рекрывающая проходной канал. Проверка водоотдачи цементного рас­твора производится также при статической забойной температуре, что­бы удостовериться, что не будет никаких неожиданностей. В случае

209

существования небольших каналов или незацементированных перфо­рационных отверстий нижнее значение указанного диапазона водоотдачи должно задаваться. В случае затруднений с изоляцией водоносных зон или при существовании зон поглощения необходимо задавать верхнее значение диапазона водоотдачи, вплоть до 100 cm^j за 30 мин.; при этом предполагается, что более высокая водоотдача приводит к более быстро­му седиментационному разделению цементного раствора, особенно в скважинах, в которых породы интенсивно впитывают воду из цементно­го раствора (водоотстою. -А. Б.).

Развитие свдиментационных эффектов. Это явление, по-видимому, более важно, чем значение водоотдачи, на которое часто ссылаются, хотя оба эти показателя взаимосвязаны. Повышенная во­доотдача означает более развитый эффект гравитационного разделе­ния. Рекомендуется внимательно проанализировать оставшийся не-гидратированным цемент через 30 мин. или более в процессе ис­следования водоотдачи цементного раствора, проводимого при тем­пературе и давлении предполагаемого исправительного цементиро­вания или при давлении, ограничиваемом допустимым значением для применяемого в исследованиях наземного оборудования. Коли­чество негидратированного цемента можно измерить путем осторож­ного удаления цементного раствора с поверхности более уплотнен­ного обезвоженного цемента в испытательной камере после проведе­ния исследования по определению водоотдачи (предпосылки оши­бочны. - А. Б.). Уплотненная отфильтрованная корка должна, по крайней мере, иметь толщину, соответствующую глубине каверны, которую вы надеетесь заполнить и изолировать. Например, при кре­плении 215,9-мм ствола 177,8-мм колонной в заколонном простран­стве может присутствовать каверна размером 38 мм или более, даже в случае номинального диаметра ствола с неразмытыми стенками. Вспомните, что потеря жидкости из цементного раствора происходит только при контактировании с проницаемой поверхностью, когда прикладывается давление. Высокая водоотдача ответственна за мно­гие неудачные цементировочные операции, а пониженная толщина фильтрационной корки связана с низкой успешностью испра­вительного цементирования (выводы спорны. -А. Б.).

Проектные температуры были определены для условий месторож­дения Прадхо-Бей по данным первоначально выполненных работ, в ко- 1 торых термокаротаж проводили после задавки с устья воды при темпе- | ратуре 60°С в объеме, вдвое превышающем вместимость колонны НКТ, с расходом 13-16 л/с (это типичная операция по глушению скважины или вытеснению газа перед исправительным цементированием под дав­лением). Термокаротаж показал, что температура в перфорированном интервале была на 5,5-11°С выше температуры жидкости, закачанной в скважину для увеличения противодавления на пласт, и что после про-

210

качки указанного объема воды температура в скважине повышалась со скоростью 1,7—3,9°С в час.

В ходе этой операции по глушению скважины зумпфовая зона ни­же перфорированного интервала не охлаждалась. Для охлаждения зоны зумпфа гибкую колонну НКТ спускают до конечной глубины и при­поднимают на 3 м от забоя, затем в скважине создают циркуляцию с закачкой воды в гибкую колонну НКТ. В результате обеспечивается ох­лаждение зумпфа, что создает некоторый коэффициент безопасности. Кроме того, испытания с воспроизведением статических забойных ус­ловий гарантируют, что выбранная характеристика цементного раство­ра обеспечивает достаточный срок прокачиваемости, чтобы обеспечить очистку скважины после исправительного цементирования под дав­лением. Типичная операция исправительного цементирования и очист­ка скважины должны быть выполнены за 4-7 ч после начального приго­товления цементного раствора. Удлинение сроков исправительного це­ментирования может привести, а часто так и бывает, к прихвату гибкой колонны НКТ или необходимости расширения ствола, чтобы удалить нежелательный цементный камень. Если нет необходимости ввести скважину в эксплуатацию как можно быстрее, то больший срок схваты­вания цементного раствора обеспечит запас безопасности. Если вы бу­дете иметь под рукой сильнодействующий замедлитель схватывания цементного раствора, то это также будет хорошей гарантией от неожи­данностей, когда начнется реализация программы CTWO.