Заканчивание дополнительных стволов нефтедобывающих скважин
..pdfгравитационного разделения фаз. Кроме этого значительно усложняется технология приготовления тампонажного раствора и сам процесс цементирования боковых стволов вследствие мгновенного всплытия легкой фазы – стеклянных микросфер [139].
В отечественной промышленности выпуск облегченных тампонажных материалов для дополнительных стволов скважин не налажен. Облегченные тампонажные растворы обычно получают увеличением содержания жидкости затворения по отношению к твердой фазе при одновременном повышении водоудерживающей способности, путем замены части вяжущего вещества веществом-наполнителем меньшей плотности, либо введением большого объема газообразной фазы при одновременном ее диспергировании и стабилизации образующейся пе-
ны [14].
Существует большое многообразие облегчающих добавок: тонкодисперсные или самораспускающиеся гидрофильные материалы, вводимые в состав цемента для уменьшения седиментации (глинопорошки, опоки, мел и другие); водорастворимые неорганические и органические вещества, предотвращающие седиментацию раствора (целлюлозы, соли некоторых поливалентных металлов); органические материалы-наполнители (резиновая крошка, пластмасса, угольный порошок); газосодержащие неорганические и органические вещества (вспученный перлит, керамзит, топливные золы); добавки, вызывающие химическую реакцию газовыделения и другие.
Выбор того или иного способа снижения плотности тампонажного раствора и облегчающей добавки определяется условиями крепления дополнительных стволов, технологическими возможностями и экономической целесообразностью.
Для сокращения сроков схватывания цемента при креплении боковых стволов вводят реагенты-ускорители различной концентрации.
Впервые в России и в зарубежной практике в качестве облегчающей добавки для цементирования низкотемпературных
71
elib.pstu.ru
скважин стали использовать глины и глинопорошки, имеющие плотность 2300–2600 кг/м3, которые добавляются обычно в количестве до 20 % от массы твердой фазы.
С увеличением содержания бентонитового глинопорошка уменьшается прочность тампонажного камня, удлиняются сроки схватывания раствора, и понижается его плотность. Добавка к тампонажному цементу 5–6 % высококачественного бентонита позволяет приготовить седиментационно-устойчивые растворы с В/Т = 0,70–0,75, имеющие плотность 1600–1700 кг/м3. Введение 20–25 % бентонита позволяет применять В/Т = 1,30–1,50 и получать плотность растворов 1300–1400 кг/м3. С целью повышения седиментационной устойчивости глиноцементного раствора, в воду затворения добавляют структурирующие вещества (хлорид кальция, сернокислый алюминий идругие), которые способны ускорять схватывание и твердение тампонажных растворов [148].
Некоторые ученые предлагают понижать плотность тампонажного раствора для цементирования дополнительных стволов в сложных горно-геологических условиях введением воздухововлекающих добавок таких как: перлит, торф, вермикулит, аминолигнин, пыль – отход производства ферросилиция и силикомарганца, а также газообразующие агенты. Эффективность тампонажных растворов с указанными добавками обусловлена, по мнению авторов, как положительными свойствами самих добавок и физико-химическими процессами их взаимодействия с цементом с образованием новых гидратных фаз, упрочняющих структуру композиционного материала, так и экономией цемента и возможностью использования отходов производства.
А.И. Булатовым с сотрудниками разработан облегченный тампонажный цемент марки ЦТОК, который рекомендуется для широкого интервала температур – от –10 до 200 °С. В качестве облегчающей добавки используется кероген-порошкообразный концентрат органического вещества горючего сланца в количестве 5–7 % от массы твердой смеси. Кероген представляет собой
72
elib.pstu.ru
высокомолекулярное вещество гетероциклического строения, включающее ароматические фенольные структуры. Обладает гидрофобными свойствами, устойчив к действию кислот и щелочей. В качестве вяжущего используют тампонажный портландцемент для нормальных температур с последующей добавкой в жидкость затворения до 5 % CaCl2. Цемент отличается гидрофобностью и повышенной сохранностью. Тампонажный камень из ЦТОК (при В/Т = 0,7) имеет повышенную прочность по сравнению с аналогичными цементами и низкую проницаемость. Однако кероген пожароопасен.
На месторождениях Западной Сибири испытывались тампонажные растворы с асбестосодержащими добавками. Плотность такого раствора может быть понижена до 1450 кг/м3. Понижение плотности обеспечивается за счет водосмесевого отношения и за счет небольшой насыпной массы асбеста. Оптимальная добавка асбеста предлагается 7–9 % по массе цемента. Однако асбест не участвует в процессах структурообразования тампонажного камня, кроме того он является канцерогеном вредным для здоровья людей.
Аэрация тампонажного раствора воздухом, азотом или выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания позволяет значительно понизить плотность и теплопроводность тампонажного раствора. Плотность такого раствора, в зависимости от степени аэрации изменяется в пределах от 800 до 1600 кг/м3. Очевидным недостатком такого цемента является многокомпонентность, затрудняющая его приготовление и применение на практике. Кроме этого введение газообразной фазы требует специальной технологии и оборудования.
Наиболее перспективным является применение материалов, при взаимодействии которых с компонентами портландцемента происходит газовыделение. К таким материалам относится, например, алюминевая пудра. При ее взаимодействии с гидроокисью кальция происходит выделение водорода.
73
elib.pstu.ru
На основании изложенного следует, что общим недостатком облегченных тампонажных цементов является то, что с уменьшением плотности тампонажного раствора снижается также прочность образующегося из него камня и возрастает его проницаемость. Кроме того, такие добавки как, керамзит, глинопорошки, перлит, опока и так далее, хотя и образуют тампонажные растворы с повышенной седиментационной устойчивостью, но имеют продолжительные сроки схватывания при низких положительных температурах (до 18–48 ч), а формирующийся из них камень, имеет низкую прочность и высокую проницаемость.
На основе анализа материалов изложенных выше, коллективом исследователей ПНИПУ был разработан облегченный расширяющийся тампонажный состав для крепления хвостовиков дополнительных стволов скважин в осложненных условиях. В его состав входят: портландцемент – в качестве вяжущего вещества, Natrosol 250 HHR – в качестве стабилизатора и понизителя фильтратоотдачи, облегчающую добавку АМС и расширяющуюся добавку ДРС-НУ, в качестве жидкости затворения используется техническая вода.
4.2. Расширяющийся тампонажный состав нормальной плотности для крепления хвостовиков дополнительных стволов скважин
За рубежом для цементирования скважин в районах Канады и на Аляске применяется цемент класса «G» и различные виды гипсоцементных смесей с коммерческими названиями «Фондю», «Пермафрост», «Пермавелл», «Поларсет», разработанные фирмами «Холлибертон», «Доуэлл Шлюм-берже», «Байрон Джексон», «Партек Пермавелл» и другие [20, 23].
Общее у этих смесей то, что в их составе содержится от 4 до 6 элементов, а основными вяжущими является портландцемент класса «G» и высокопрочный полугидрат гипса в соотно-
шении 50:50 и 40:60.
74
elib.pstu.ru
В отечественной практике цементирования скважин в основном применяются вяжущие на основе портландцемента. Их достоинством являются приемлемые физико-механические свойства при незначительной модификации. Длительные сроки схватывания тампонажного раствора являются причиной его седиментационной неустойчивости и, как следствие, вызывают образование «водяных поясов» и каналов в цементном камне.
Однокомпонентные и многокомпонентные добавки для тампонажных материалов практически не влияющие на коррозию металла: нитрат натрия (NaNO3); поташ (K2CO3); каустическая сода (NaOH); соляная кислота (HCl); сульфаты натрия (Na2SO4) и калия (K2SO4); комплексная добавка (NaCl+NaОН, NaCl+КСl); калийно-щелочной реагент (КЩР); комплексная добавка (КССБ+СаС12 +хромпик); нитрат кальция с мочевиной (НКМ); нитрат кальция (ННК); нитрит-нитрат кальция с мочевиной (ННКМ) и другие. Однако применение таких добавок требует введения дополнительной технологической операции – приготовления их водных растворов. На это отвлекаются силы буровойбригады, ипривлекается дополнительноеоборудование[8].
Использование многих химических реагентов может значительно снизить долговечность цементного камня. Некоторые добавки являются ценным химическим сырьем, либо дефицитны. Введение других добавок ускоряет загустевание растворов и
вбольшинстве случаев уменьшает эксплуатационную прочность. Многокомпонентность отдельных добавок также делает применение их нетехнологичными.
На основе анализа материалов изложенных выше, коллективом исследователей ПНИПУ был разработан расширяющийся высокоподвижный тампонажный состав нормальной плотности для крепления хвостовиков дополнительных стволов скважин в осложненных условиях. В его состав входят: портландцемент –
вкачестве вяжущего вещества, Natrosol 250 HHR – в качестве реагента стабилизатора и понизителя фильтратоотдачи, в качестве пластификатора вводится FOX-8H, в качестве пеногасителя – Sik, расширяющейся добавкой является ДРС-НУ, жидкостью затворения является техническая вода.
75
elib.pstu.ru
5. МЕТОДЫ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН
Вцелях сохранения коллекторских свойств продуктивной зоны пласта необходимо применение щадящих промывочных жидкостей на стадии первичного вскрытия, жидкостей глушения при капитальном ремонте скважин, предшествующих вторичному вскрытию и реперфорации продуктивного интервала. Жидкости должны содержать компоненты, предотвращающие набухание глин, способствующие разрушению барьеров из водонефтяных эмульсий.
Наряду с технологией цементирования на состояние крепи скважин большое влияние оказывают методы вторичного вскрытия [3, 7, 14]. Так, при кумулятивной перфорации, в интервале перфорации и на 50 м выше и ниже него создается очень высокое давление, более 70–100 МПа. При таких давлениях происходит разрушение цементного камня за эксплуатационной колонной и тем более разрушение тонкого цементного кольца за обсадными трубами хвостовика бокового ствола, нарушается плотность контакта между эксплуатационной колонной и цементным камнем.
Внастоящее время существует целый ряд методов перфорации [15]:
– пулевая,
– торпедная,
– электролитическая,
– химическая,
– сверлящая,
– прокалывающая,
– фрезерующая,
– термическая,
– механическая гидропескоструйная,
– гидравлическая гидропескоструйная.
76
elib.pstu.ru
Основными методами вторичного вскрытия являются про- стрелочно-взрывные работы кумулятивными перфораторами различных конструкций.
Сущность эффекта кумуляции заключается в том, что газообразные продукты детонации части заряда, называемой активной частью, двигаясь к оси заряда, концентрируются в мощный поток – кумулятивную струю. Если выемка заряда облицована тонким слоем металла, то при детонации заряда вдоль его оси образуется кумулятивная струя, состоящая не только из газообразных продуктов, но и из размягченного металла. Обладая очень высокой скоростью в головной части (6–8 км/с), при соударении с твердой преградой струя развивает такое давление, по сравнению с которым предел прочности даже особо прочных материалов оказывается пренебрежимо малым [33–38].
Поэтому глубина пробития канала в преграде не зависит от механической прочности материала преграды, а определяется соотношением плотностей материала струи и преграды. Благодаря этому кумулятивные перфораторы могут применяться для вскрытия пластов, сложенных прочными породами [18].
При проникновении струи в преграду расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среда от оси канала. Однако в связи с этими процессами изменяется структура порового пространства породы в зоне и вокруг перфорационного канала. Как показали лабораторные эксперименты, около 15 % всех перфорационных каналов оказываются полностью закупоренными продуктами горения.
В момент перфорации может иметь место, как разрыхление, так и уплотнение породы вокруг канала.
Общим достоинством бескорпусных перфораторов является: легкость, удобство в обращении, достаточная гибкость, позволяющая спускать их в скважину малого диаметра и через суженные участки обсадной колонны, более высокое, чем у корпусных перфораторов тех же габаритов, пробивное действие и
77
elib.pstu.ru
возможность отстрелять за один спуск большее число зарядов и вскрыть пласт большей мощности.
Ленточные перфораторы с зарядами в стеклянных или ситалловых оболочках мало засоряют скважину осколками, хорошо проходят в скважину, дают возможность судить о работе каждого заряда по деформации гнезд в лентах, позволяют за один спуск вскрыть разобщенные пласты, если использовать соответствующее число не оснащенных зарядами лент при сплошном ДШ. В то же время деформируемая при взрыве зарядов лента затрудняет извлечение отстрелянного перфоратора из скважины
иможет привести к прихвату, особенно в случае неполной детонации или отказа отдельных зарядов. Заряды простреливают стенки скважины в одной плоскости (перфораторы типов КПРУ
иПР в двух плоскостях), в связи с чем ухудшаются условия вскрытия пласта и увеличивается степень повреждения обсадной колонны и цементного камня.
Перфораторы типа ПРК с зарядами в алюминиевых оболочках на утяжеленном жестком каркасе обладают лучшей проходимостью в скважине по сравнению с ленточными и полностью разрушающимися перфораторами. Малая деформация каркаса не затрудняет извлечение отстрелянных перфораторов типа ПРК из скважины, в том числе через насосно-компрессорные трубы. Перфораторы типа ПРК засоряют скважину осколками больше, чем ленточные, но меньше, чем полностью разрушающиеся перфораторы. По деформации каркаса можно судить о полноте срабатывания зарядов.
Основное преимущество полностью разрушающихся перфораторов (кроме ПРЧОО) – возможность спуска через на- сосно-компрессорные трубы, а также вскрытие пластов при загерметизированном устье скважины и стационарно спущенной колонне НКТ.
Недостаток разрушающихся перфораторов – значительное засорение скважины осколками оболочек зарядов и обойм, которые из-за низкой плотности, сравнимой с плотно-
78
elib.pstu.ru
стью утяжеленных растворов, могут остаться в зоне перфорации, создать пробку в колонне или закупорить штуцер, затрудняя испытание и эксплуатацию скважины. По этой же причине повторный спуск перфоратора нежелателен, в случае необходимости, например при спуске через насосно-компрессорные трубы, требует предварительного шаблонирования. Размеры осколков увеличиваются с ростом гидростатического давления в зоне перфорации.
Разрушающийся перфоратор ПР100 обладает высоким пробивным действием и способен вскрыть пласт в скважине многоколонной конструкции, но в то же время он оказывает большое воздействие на обсадную колонну и цементный камень. При наличии трех или четырех зацементированных колонн повреждение внутренней колонны невелико и не может заметно нарушить разобщение пластов. При использовании корпусных перфораторов также не исключаются скачки давления во время перфорации.
По данным ПО «Ноябрьскнефтегаз» при использовании перфораторов ПК-105 скачок давления составляет 59,5 МПа, а ПКО-73 – 53,5 МПа [21]. Такие давления могут привести к разрушению цементного камня за обсадной колонной и образованию канала между обсадной колонной и цементным камнем. Другие типы кумулятивных перфораторов (таблица 13) также имеют высокую пробивную способность.
Бескорпусные перфораторы ПР-43 и ПР-54 спускаются в скважину на каротажном кабеле через насосно-компрессорные трубы. Для вскрытия продуктивных пластов на депрессии и пластов с аномально высокими давлениями, а также для проведения перфорации в «пологих» скважинах и скважинах с горизонтальным окончанием используются перфораторы ПНКТ-73 и ПНКТ-89, то есть перфораторы, спускаемые на насоснокомпрессорных трубах.
79
elib.pstu.ru
pstu.elib |
80 |
ru. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1 3 |
|
|
Применяемые типы и техническая характеристика перфораторов |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пулевые |
|
|
|
Кумулятивные перфораторы |
|
|
||||
|
перфораторы |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметр |
ПВКТ70 |
|
|
Корпусные |
|
|
Бескорпусные |
||||
|
ПК85ДУ |
ПК80Н |
ПНКТ73 |
|
ПКО73 |
ПКОТ73 |
ПКСУЛ80 |
ПР43 |
|
||
|
ПВТ73 |
|
ПКСУЛ80-1 |
КПРУ65 |
|||||||
|
|
ПК105ДУ |
ПК95Н |
ПНКТ89 |
|
ПКО89 |
ПКОТ89 |
ПКС105У |
ПР54 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимальное |
|
|
|
|
|
|
|
|
50 |
|
|
гидростатиче- |
100 |
80 |
120 |
|
100 |
|
45 |
120 |
80 |
80 |
|
|
|
50 |
|||||||||
ское давление, |
|
|
70 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
80 |
|
|
||
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимальная |
200 |
180 |
200 |
|
170 |
|
180 |
180 |
100 |
|
|
|
|
100 |
150 |
150 |
|||||||
температура, ºС |
200 |
|
|
200 |
200 |
||||||
|
|
|
|
|
150 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Минимальный |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
внутренний |
98 |
98 |
96 |
|
96 |
|
96 |
96 |
96 |
50 |
76 |
диаметр обсад- |
|
|
96 |
||||||||
118 |
118 |
|
118 |
|
118 |
118 |
62 |
||||
ной колонны |
|
|
|
118 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
(или НКТ), мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|