20. Тампонажные работы при крс. Материалы и реагенты. Цемент и цементые растворы. Способы цементирования. Методы контроля качества тампонажных растворов.

Тампонажные работы при КРС:

1. Отключ. Отдельных обвод-х инт-лов;

2. Отключ. Обвод-х пластов;

3. Восстан-е герметичности цементого кольца и ликвидация межпластовых перетоков;

4. Изоляция чужих вод, поступ-х в продук. Скважины;

5. Наращ-е цемент.кольца за обсадными колоннами(ОК);

6. Ликвидация нарушений ОК;

7. Перевод скв. на др. пласты и горизонты, консервация и ликвидация скважин.

Основным тапонажным мат-лом явл-ся и др.вяжущие вещества. В зависимости от вида вяж-й основы используют след. тампонаж материалы:

а) цементы на основе портландцемента.

Б) цементы на основе доменных шлаков,

в) известково-песчаные смеси.

Г) прочие цементы (гипсовые, белитовые, на основе прир. матер-в)

д) органические крепители на полимерной основе.

Тампонажный цемент- продукт состоящий из смеси вяж-х веществ (портландцемента, шлака и тд)минеральных (кварц.песка,глины итд) или органических добавок, дающих после затворения водой или др. ж-ю раствор, затвердевающий затем в почный цемент.камень.

В зависимости от добавок цементы: песчаные, волокнистые,шлаковые, перлитовые,гематтито-магнетитовые.

Цементные р-ры разделяют:

- по роду ж-ти растворения (водные, водоэмульсионные, нефтецементные, кислотоцементные),

-по времени начала схватывания (быстросхватывающие – 40 минут, ускоренно схватывающиеся – до 1.2 ч, нормально схватывающиеся – 2ч). Начало схватывания цементного раствора хар-ся потерей подвижности и его загустением.

-по плотности в кг/м³ (легкие до 1300, облегченные 1300 – 1750, нормальные 1750 – 1950, утяжеленные 1950 – 2022, тяжелые > 2200).

Все пар-ры р-ра и цементного камня зависят от состава твердой фазы, ж-ти растворения и водоцементного отношения.

Св-ва цементного раствора и затвердевшего камня м.б. изменены введением в р-р наполнителей, активных добавок или обработкой хим-ми реагентами.

Тампонаж.цементы должны обладать: замедленным началом схатывания, ускоренным началом твердевания соответствующей этому моменту выс.прочностью, низкой прониц-тью после схватывания и твердевания, большей текуч-ю, выс.плотностью.

Если цемент затворяют УВ-й ж-ти (нефть, дизельное топливо, керосин), р-р называют нефтецементным (НЦР). Для улучшения смешивания в р-р добавляют ПАВ, что способствует сохранению подвижности р-ра в течение длит-го времени. В контакте с водой НЦР отфильтровывает УВ-дную ж-ть, быстро густеет и твердеет, а без контакта с водой (в нефтенасыщенной части пласта) сохраняет текучесть в течение длит-го вр., способен проникать в глубокие трещины, а при освоении вымывается из пласта. Эфф-ны эти р-ры в скв-х, сильно поглощающих ж-ть.

Цементные р-ры д. удовлетворять треб-ям:

- суспензия тампонирующего мат-ла (называемого раствором) д. обладать хорошей текучестью и замедленным началом схватывания,

- после доставки в заданный интервал скв-ны суспензия в короткий срок д. превратиться в практически непроницаемое тело.

- превращаться в тв-е тело с небольшим ув-ем объема или без малейшей усадки в усл-х конкретной скв.

- цементный камень д.б. долговечным, стойким против коррозии при контакте с пл-ми водами и газами, сохранять свои мех-кие св-ва за весь период работы скв.

Ремонт скв-н м-дом цементир-ния производят, если необходимо: 1. обеспечить изоляцию эксплуатируемого объекта от посторонних вод, 2. создать на забое цементный стакан или установить цементный мост, 3. перекрыть (изолировать) фильтровую часть скв-ны при возврате на другие эксплуатационные объекты, 4. перекрыть (устранить) дефекты в ЭК, 5. обеспечить изоляцию продуктивного горизонта от поступления воды в интервалах установки дополнит-х колонн и хвостовиков, зарезки дополнит-х стволов, 6. закрепить ПЗ с целью предотвращения или уменьш-я поступления в скв-ну песка и образования пробок.

Время технологического процесса Т составл-т 0,75 от времени начала схватывания тампонажного раствора Т_{нач.схв.}

Различают способы цементир-я под давл-ем и без давл-я.

Цементирование под давл-м заключается в последовательно выполняемых операциях:

- транспортирование цементного р-ра в интервал, подлежащий ремонту;

- продавливание р-ра в изолируемый объект под избыточным давл-ем;

- ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) при заданном (достигнутом или сниженном) давлении.

Р-р в интервал ремонта доставляют непосредственно ч/з ОК, контейнерами (желонками) канатными методами, ч/з специально спущенную технологическую (заливочную) колонну, составленную из бурильных, НКТ, либо ч/з непрерывную гибкую колонну.

Цементир-е под давл-м осущ-ся ч/з отверстие фильтра скв-ны, ч/з специально перфорированное отверстие или ч/з дефект в колонне с целью продавить в пласт или за колонну расчетное кол-во тампонирующего р-ра

Давл-е в процессе цементирования не должно превышать допустимого для данной обсадной колонны с учетом ее состоянии в момент производства работ.

Разновид-ти цементир-я под давл-м ч/з НКТ

а) с последующим бурением цементного стакана.

(Цементный стакан, оставшийся ниже башмака колонны разбуривают. )

б) с вымыванием излишков цементного р-ра.

в) Комбинированный сп-б.

Цементи-е без давл-я проводят в тех случаях, когда надо создать новый цементный забой, цементный стакан (мост) в стволе скв-ны или цементным стаканом перекрыть нижнюю часть фильтра эксплуатац-го объекта. Этот сп-б применяется, если нет опасности прорыва посторонних вод и в усл-х отсутствия поглощения.

Для установки цементного моста в скв-ну спускают колонну заливочных труб, башмак которой располагают в основание создаваемого стакана. Перед началом операции обычно на глубине нижней границы моста устанавливают разбуриваемые разделительные пробки или пакер. Скв-ну промывают. В заливочные трубы прокачивается расчетное кол-во цем-го р-ра, до выравнивания столба р-ра в трубах и кольцевом простр-ве. Башмак заливочной колонны приподнимают до верхней границы цементного моста, лишний цементный р-р сп-бом обратной промывки вымывают и оставляют скв на ОЗЦ. После окончания затвердевания ч/з заливочные трубы прокачивают воду и проверяют местонахождение и крепость вновь созданного цем-го моста.

Контроль качества тампонажных растворов

Ø Правильный подбор рецептуры ТР и исходных материалов.

Ø Рациональная организация процесса цементирования.

Ø Контроль технологических параметров.

Ø Высота подъема ТР в затрубном пространстве.

Ø Полнота замещения ПЖ тампонажным раствором в зацементированном интервале.

Ø Равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве.

Ø Сцепление цементного камня с ОК и стенкой скважины.

Ø Герметичность зацементированной ОК и затрубного пространства.

21. Воды нефтяных месторождений, способы изоляции объекта от чуждых вод. Отключение пласта. Переход на другие горизонты. Возвратные работы.

Пластовые воды делят обычно на:

1) Контурные (краевые);

2) Подошвенные;

3) Промежуточные;

4) Шельфовых частей материков;

5) Посторонние, чуждые по отношению к нефтяной или газовой залежи.

Контурные - воды, залегающие в пониженных участках нефтяных пластов. Эти воды очень часто подпирают залежь со стороны контура нефтеносности.

Подошвенные воды залегают в нижней части пласта и распространены иногда по всей части структуры, включая и ее сводовую часть.

Иногда в нефтяном или газовом пласте имеются различной мощности пропластки, насыщенные только водой, эта вода и называется промежуточной.

Пластовые воды месторождений в зонах шельфа обладают специфическими свойствами обычных вод нефтегазовых месторождений, расположенных на материках.

Посторонние пластовые воды подразделяются на верхние, нижние и смешанные.

Верхние - воды, залегающие выше данного пласта, независимо от того, из какого вышележащего пласта они могут проникнуть в пласт.

Нижними называют воды, залегающие ниже данного нефтяного/газового пласта, независимо от того, из какого нижележащего пласта они могут проникнуть в пласт.

Смешанными называют воды, залегающие выше данного нефтяного/газового пласта и поступающие в пласт из нескольких водоносных пластов или из вышезалегающих и нижезалегающих водоносных пластов.

В породах-коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно находится связанная, или остаточная, вода. Ее содержание в пласте определяется величиной поверхности пор; формой и минералогическим составом частиц породы. В породах, обладающих проницаемостью 2 - 3 d - содержание воды не превышает 4 - 5%, а при проницаемости 0,01 - 0,03 d - до 55,60 и даже 70% и более. В среднем, содержание связанной воды в нефтяном пласте составляет 20 - 30% от емкости пор.

Чуждые воды (верхние, нижние, тектонические, с соседней скв-ны) поступают в скв-ну ч/з отверстия фильтра, ч/з дефекты в колонне, ч/з цементный стакан. К фильтру нижние и верхние воды поступают по заколонному простр-ву, тектонические - по тектоническим нарушениям, из соседней скв-ны – по эксплуатируемому горизонту. Дефект в колонне м.б. расположен в непосредственно зоне пласта-обводнителя из кот-го вода ч/з дефект поступает в скв-ну. Если дефект расположен вне обводняющего пласта (выше или ниже), то вода к дефекту поступает по заколонному простр-ву. Основные методы изоляции: установка цементных мостов, колонн, летучек и прочих перекрывающих устройств; перекрытие каналов поступления воды тампонирующими материалами; создание селективных и неселективных непроницаемых экранов в зоне забоя и т.п.

Отключение отдельных интервалов пласта - производят нагнетанием изоляционного материала в пласт /з фильтр или специальные отверстия. Если обводнение произошло за счет подъема ВНК (водонефтяного контакта) в самом пласте или за счет конусообразования, изоляционный материал нагнетают ч/з фильтр.

Различают селективный и неселективный методы отключения обводненных интервалов пласта.

Отключение нижних перфорированных пластов проводят установкой цементных мостов (без давл-я и под давл-ем). резиновых пробок, взрывного и забойного пакера и их комбинаций, спускают летучки и металлические перекрывающие у-ва.

Работы по отключению верхних пластов любыми методами производятся при изолированных нижних пластах. Верхние пласты отключают при помощи технических средств (металлические пластыри, профильные перекрыватели, летучки, перекрытие всего продуктивного интервала колонной с последующей перфорацией нижнего пласта) и методом тампонирования.

Возврат скважин на выше- или нижележащие горизонты производят в случаях: 1) истощения эксплуатационного объекта; 2) обводнения эксплуатационного объекта контурной водой; 3) необходимости прекращения эксплуатации объекта, как де газирующего нефтеносный горизонт; 4) невозможности ликвидации аварий, исправления дефектов эксплуатационной колонны и т. д. Возврат скважины на вышележащий горизонт производят после разобщения оставляемого горизонта от нового, создания в стволе монолитного цементного моста (стакана) над оставляемым горизонтом. При этом главное внимание должно быть уделено изоляции от проникновения воды, в особенности, если эта вода высоконапористая, а возвратный горизонт по разрезу расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта. В таких случаях применяют метод заливки цементного раствора под давлением через существующие отверстия фильтра. Если возвратный горизонт находится на значительном расстоянии от оставляемого объекта, то используют метод заливки без давления.

Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.

Для перехода на верхний горизонт, находя­щийся на значительном удалении от нижнего (50—100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использо­ваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями.

Для перехода на нижний горизонт, находя­щийся на значительном удалении от верхнего, прово­дят ремонтные работы по технологии отключения вер­хнего пласта.

Для отключения нижнего перфорированно­го горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки пес­ком, а также установки разбуриваемых пакеров само­стоятельно или в сочетании с цементным мостом.

Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негер­метичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа.

Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего эксплуатировавшегося, проводят по тех­нологии отключения верхних пластов.

Для отключения верхних пластов исполь­зуют методы тампонирования под давлением, уста­новки металлических пластырей и сочетание этих ме­тодов.

22. Восстановление заколонной крепи.

Наращивание цементного кольца за незацементированной обсадной колонной следует производить для: • защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами; • ликвидации или предупреждения перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству; • заполнения заколонного пространства тампонажным материалом в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов. Закачку тампонажного состава в заколонное пространство можно производить • через специальные отверстия в колонне (прямое цементирование) • или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратное цементирование). Выбор способа цементирования следует осуществлять после изучения материалов по строительству и эксплуатации скважины, проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований. Необходимо перфорировать 2-5 спецотверстий в обсадной колонне на расстоянии от 5 до 50 м над наращиваемым цементным кольцом в зоне залегания плотных разделов. • Обратное цементирование производится после предварительной подготовки устья скважины для возможности закачки жидкости в заколонное пространство• Количество тампонажного раствора определять по объему заполняемого заколонного пространства с учетом данных кавернометрии и профилеметрии ствола скважины, а также опыта аналогичных работ на данной площади. • С целью предохранения эксплуатационной колонны от высоких давлений при закачке тампонажного раствора, тампонирование рекомендуется проводить через разбуриваемый пакер, который устанавливается непосредственно над спецотверстием. • В зависимости от геолого-технических условий в скважине для наращивания цементного кольца могут быть использованы различные тампонажные материалы. Цементные растворы нормальной плотности с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пластификаторов рекомендуется использовать при отсутствии поглощении. • При поглощениях более 2 мЗ/(ч МПа) необходимо снизить приемистость скважины, используя глинистые растворы с наполнителями или использовать облегченные тампонажные растворы. В качестве наполнителей могут быть использованы древесные опилки, мелкая резиновая крошка, кордное волокно, мелкая ореховая скорлупа и др.

23) Современные тампонажные материалы условия их применения и эффективность данных работ. Свойства тампонажных цементов.

К тампонажным материалам относятся цементы и другие вяжущие вещества. В зависимости от вида вяжущей основы: а) цементы на основе портландцемента, б) цементы на основе доменных шлаков, в) известково-песчаные смеси, г) прочие цементы (гипсовые, белитовые и др), д) органические крепители на полимерной основе.

Тампонажный цемент— продукт, состоящий из смеси вяжущих веществ (портландцемента, шлака, и т д ) минеральных (кварцевого песка, асбеста и др ) или органических (отходов целлюлозного производства и др ) добавок, дающих после затворения водой или другой жидкостью раствор, затвердевающий затем в прочный цементный камень необходимого ка чества.

Тампонажная жидкость —дисперсная система, способная к затвердеванию, применяется для крепления скважин, разобщения пластов и в некоторых других процессах горной и строительной технологии.

Выбор способа и технологии цементирования определяется рядом условий.

1. Назначение тампонажа. Исправление цементного кольца, изоляция притока высоконапорных вод в скважину, возврат на нижележащий пласт выполняют цементированием под давлением. Установка цементных мостов – цементированием без давления.

2. Поглотительная способность скважины. Способность к поглощению определяется количеством жидкости определенного свойства, поглощаемой в единицу времени при определенном давлении ( напр. м3/мин при Р=5 МПа). Интервалы с большой поглотительной способностью изолируют путем ввода в тампонирующие смеси инертных наполнителей. Если скважина жидкость поглощает слабо, то создают новые трещины

3. Величина обводнения После цементирования в ряде случаев возможно снижение притока нефти из пласта. Во избежание этого явления рекомендуется при большой обводненности скважины применять цементирование через отверстия фильтра, при малой обводненности - через специальные отверстия или использовать соответствующие тампонирующие материалы.

4. Возможность очистки каналов, подлежащих изоляции. Предварительная промывка каналов заколонной циркуляции водой способствует проникновению и заполнению их тампонирующим раствором, чем достигается более надежная изоляция.

5. Глубина скважины. С увеличением глубины повышаются гидравлические сопротивления при движении тампонирующих материалов, температура и давление в интервалах тампонажных работ. Эти факторы должны учитываться в выборе материала, технических средств и способов цементирования.

6.Техническое состояние эксплуатационной колонны ограничивает величину давлений, степень снижения уровня в скважине.

по времени начала схватывания — быстро схватывающиеся менее 40 мин, ускоренно схватывающиеся (от 40 до 80 мин), нормально схватывающиеся (от 80 до 120 мин), медленно схватывающиеся (более 2 ч).

В зависимости от температуры 3 класса тампонажных цементов. а) для «холодных» скважин (ХЦ) с температурой испытания 22 ± 2° С,. б) для «горячих» скважин (ГЦ) с температурой испытания 75 ± 3° С,. в) для глубоких высокотемпературных скважин (ВЦ) (до 100, 120, 150, 170 и 200° С).

По плотности (в г/см3) тампонажные растворы подразделяются на а) легкие до 1,3, б) облегченные— 1,3—1,75, в) норм — 1,75—1,95, г) утяжеленные— 1,95—2,20, д) тяж— выше 2,2.

Тампонажные цементы должны обладать: замедленным началом схватывания; ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью; низкой проницаемостью после схватывания и твердения; большой текучестью; высокой плотностью. На схватывание цем р-ра в скважине влияет Водоцементное отношение — отношение массового количества воды к массовому количеству сухого цемента (применяются 0,4 до 0,5).

24Аварийно – восстановительные работы в эксплуатационных колоннах. Характеристика аварий и причины их возникновения. Классификации К механическому способу относятся фрезерование, гидропескоструйное разрушение, шарикоимпульсное разрушение, разрушение взрывом и др.

При химическом способе разрушение происходит в результате воздействия на аварийный объект высокоактивных химических веществ. При термическом способе применяют плазменное и электронно-лучевое разрушения, разрушения с помощью электрической дуги и др. Фрезерование – наиболее распространенный и повсеместно применяемый в практике восстановления аварийных скважин способ, основанный на резании металлов с помощью различных режущих устройств.

Фрезеры забойные ФЗ

Эти фрезеры предназначены для фрезерования металлических предметов

и цемента в обсаженных и стволах эксплуатационных скважин.

большая проходки по металлу (до 20 м) и выполнены в термоизносостойком исполнении. Высота армировки режущей части до 25-30 мм. Фрезер ФЗ-118 – базовый типоразмер всех фрезеров ФЗ – состоит из цилиндрического корпуса, нижний конец которого армирован композиционным материалом, а верхний снабжен замковой резьбой для свинчивания с колонной бурильных труб. В отличии от серийных фрезеров типа ФЗ в армированном слое предусмотрены дополнительные промывочные каналы, по которым промывочная жидкость поступает непосредственно в зону резания.режимы работ, в зависимости от их диаметров:

Для фрезеров диаметрами от 90-150 мм:....При фрезеровании высокопрочных сталей(предел текучести 700-1000 Н/мм2)

осевая нагрузка, кН……………….50-60.........60-70

частота вращения, об/мин………100-140........140-180

Для поддержания нормальной температуры фрезерования охлаждающая жидкость должна быть распределена в зоне резания равномерно.

Комплекс фрезеров истирающе-режущих кольцевых ФК.

Фрезеры истирающе-режущие кольцевые ФК предназначены для фрезерования прихваченных бурильных и насосно-компрессорных труб в обсаженных скважинах.

Фрезер состоит из корпуса резьбовой головки, режущей кромки на внутренней поверхности корпуса нарезаны винтовые пазы, пересекающие вертикальные каналы, расположенные в теле. Направление пазов противоположо вращению фрезера. Наружные диаметры фрезеруемых насосно-компрессорных труб от 48 до 114 мм, бурильных труб от47 до 168 мм. Работа этих фрезеров зачастую осложняется тем что прихваченные трубы расположены несоосно со стволом скважины. сложен процесс обработки конца аварийной трубы. таким фрезером удается за один спуск завершить обработку и подготовку конца аварийных труб для захвата их ловильным инструментом.

Фрезер забойный комбинированный ФЗК.

для кольцевого фрезерованияпо наружному диаметру и последующего фрезерования по всему сечению незакрепленных металлических предметов в обсаженной скважине. Состоит из переводника, торцевого и кольцевого фрезеров. Торцовый фрезер имеет промывочные каналы, режущую армировку и присоединительную резьбу для хвостовика. На внутренней поверхности кольцевого фрезера выполнен ряд чередующихся пазов, направленных по винтовой линии и пересекающих вертикальные промывочные каналы. плюс - совмещать фрезерные работы, выполняемые известными забойными и кольцевыми фрезерами в отдельности, и тем самым сократить спуско - подъемные операции, и время ремонта.

характеристика

Диаметр наружный, мм……………………………………………..118

Длина, мм…………………………………………………………….. 625

Высота режущих частей, мм……………………………………….. 20

Максимальная осевая нагрузка, кН………………………………… 40

Число оборотов инструмента, об/мин…………………………...80-100

Подача промывочного насоса……………………………………..10-12

Масса, кг……………………………………………………………… 35

Фрезеры пилотные 20Ф и 23Ф

для фрезерования элементов трубныхколонн (НКТ, бурильных труб, замков, хвостовиков, пакеров и др.) припроведении ремонтно-восстановительных работ в нефтяных, газовых игеологоразведочных скважинах. Фрезер пилотный состоит из корпуса, изготовленного из высокопрочной легированной стали. В центральной части нижнего торца корпуса закреплен направляющий шток (пилот). В верхней части корпуса выполнена присоединительная резьба, в нижних торцах и боковых поверхностях корпуса и штока- отверстия и соответствующие каналы для обеспечения эффективного охлаждения и интенсивной промывки и выноса стружки, нижние торцевые поверхности корпуса фрезера и штока оснащены режущими элементами.

Фрезеры пилотные типа 20Ф, предназначенные преимущественно для разбуривания взрывных алюминиевых пакеров типа ВП и др.в эксплуатационных колоннах, оснащены режущими вставками из быстрорежущей стали типа Р18. Фрезеры пилотные типа 23Ф, предназначенные для разрушения металлических предметов, цементного камня и зацементированных металлических предметов как в обсадных колоннах так и в открытом стволе, в качестве режущих элементов имеют режуще-истирающие напайки, состоящие из частиц дробленого карбида вольфрама, внедренных в матрицу из никельсодержащей латуни. Напайка может быть выполнена гладкой или зубчатой формы.

Фрезеры колонные конусные ФКК.

Фрезеры ФКК предназначены для фрезерования поврежденных мест (смятий, сломов) эксплуатационных и обсадных колонн скважин под шаблон соответствующего размера. Применяются при калибровке обсаженного ствола скважины для очистки его внутренней поверхности от цементной корки. Цилиндрическая, коническая и нижняя торцовые части фрезера оснащены режущими зубьями, представляющими собой пазы с установленными в них твердосплавными пластинами. В верхней части корпуса выполнена замковая резьба для присоединения к колонне бурильных труб. Фрезер имеет боковые промывочные отверстия, расположенные под Фрезеры ФКК изготовляют в двух исполнениях: с боковыми промывочными отверстиями, с центральными и боковыми промывочными отверстиями.углом к оси инструмента.