книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

—при изоляции дефектов крепи, когда приемистость сква­ жины меньше 0,5 м3/(ч • МПа);

—при изоляции дефектов крепи, когда планируется вы­ мыв тампонирующего состава из изолируемого объекта пос­ ле РИР.

Взаполняющихся скважинах способ осуществляют при вы­ полнении следующих условий:

—использовании тампонирующих составов с пониженной водоотдачей, обработанных пластифицирующими стабилизи­ рующими добавками;

—применении НКТ с алюминиевым хвостовиком или на­ личии специального устьевого оборудования с сальниковыми уплотнениями, допускающего расхаживание НКТ при задавливании тампонирующей смеси в пласт.

Нижний конец НКТустанавливаютниже зонывводана 1—2 м или

унижней границы планируемого цементного стакана. Затем закачивают буровой раствор в НКТ при открытом затрубном пространстве, восстанавливают циркуляцию. Тампонирующую смесь закачивают и продавливают в скважину до заполнения ею перфорированного или нарушенного интервала колонны.

Закрывают выкид из затрубного пространства и залавли­ вают тампонирующую смесь в пласт при непрерывном расха­

живании НКТ.

После достижения требуемого давления нижний конец НКТ поднимают на 10—15 м выше зоны ввода тампонирующей сме­ си за колонну.

Продолжая расхаживать НКТ, в скважине вновь создают требуемое давление для нагнетания тампонирующей смеси в пласт. Излишки тампонажной смеси вымывают из скважины при обратной промывке с противодавлением, значение которо­ го должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.

НКТ поднимают на 100—150 м и скважину оставляют на пе­ риод ОЗЦ под запланированным давлением.

Если планировались РИР с вымывом излишка тампониру­ ющей смеси из изолируемого объекта, то после задавливания тампонирующую смесь при расхаживании труб вымывают из колонны, затем приподнимают НКТ на 100—150 м над зоной ввода. Колонну заполняют буровым раствором и скважину ос­ тавляют в покое на ОЗЦ.

Комбинированный способ тампонирования под давлением

Этот способ применяется при любом виде РИР в заполняющихся и незаполняющихся скважинах, когда вымыв тампонирующего состава из зоны изоляции не планируется.

При доставке тампонирующей смеси в скважину нижний конец НКТ находится ниже зоны ввода, а при задавливании смеси в пласт —выше него. Нижний конец НКТ устанавлива­ ют ниже зоны ввода на 1 —2 м или у нижней границы плани­ руемого цементного стакана. Закачивают и продавливают там­ понирующую смесь до равновесия столбов жидкости в трубах и кольцевом пространстве за НКТ. НКТ приподнимают выше уровня тампонирующей смеси в колонне на 30—50 м. При об­ ратной промывке производят контрольный вымыв для гаран­ тии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространс­ тве за НКТ. Тампонирующую смесь задавливают в пласт до достижения требуемого давления. Затем давление плавно сни­ жают до планируемого значения и скважину оставляют в по­ кое на время ОЗЦ.

Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству

Способ применяется для устранения негерметичности об­ садных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерывная закачка жидкости через него при давлениях, допустимых для колонны, невозможна, а приемистость харак­ теризуется лишь падением при опрессовке колонны на воде.

Нижний конец НКТ устанавливают на 5—10 м выше искус­ ственного забоя. В качестве тампонажного материала исполь­ зуются гелеобразующие или водонерастворимые отверждаю­ щиеся ПТМ, рецептура которых подбирается по максимальной температуре в стволе скважины. Приготовленную тампониру­ ющую смесь перекачивают в одну из половин мерной емкости цементировочного агрегата (ЦА). Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство при открытом трубном и подаче 3—5 л/с, восста­ навливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НКТ, устанавли­ вают давление в колонне при циркуляции жидкости, не превы­ шающее регламентированное при опрессовке скважины.

Не прекращая закачки, переключают краны ЦА на пода­ чу тампонажного состава в скважину. Тампонажный раствор прокачивают по затрубному пространству, не допуская пре­ вышения давления в колонне над допустимым. По мере пере­ хода раствора из затрубного пространства в НКТ, постепен­ но уменьшая подачу насосов, снижают давление прокачки от 20 до 30% ниже первоначального и вымывают излишки тампо­ нирующей смеси на поверхность. Скважину оставляют в по­ кое на период ОЗЦ.

692

При использовании отверждающихся полимерно-тампо­ нажных материалов (ATM) после РИР НКТ поднимаются из скважины.

Тампонирование под давлением прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству с остановками

При этом способе допускаются периодические остановки при прокачке тампонирующей смеси по затрубном простран­ ству для наблюдения за динамикой изменения избыточного давления, что позволяет установить местоположение негерме­ тичного интервала колонны. При выполнении работ в каче­ стве тампонажных материалов используются только гелеобра­ зующие ПТМ. Приготовливают не менее 1 м3 тампонирующей смеси вязкостью не ниже 100 сП. Колонну опрессовывают на герметичность водой, фиксируют величину снижения давле­ ния Ар в течение контрольного времени tK. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают приготовленный тампонирующий состав в НКТ. Смесь продавливается буро­ вым раствором и вытесняется из НКТ. Выкид из затрубного пространства закрывают и, продолжая закачку бурового рас­ твора, давление в затрубном пространстве колонны доводят до значения, допускаемого при опрессовке.

Колонну выдерживают под давлением в течение контроль­ ного времени tK, фиксируют величину снижения давления Ар. Если результат опрессовки не отличается от данных работ, то снижая давление в затрубном пространстве и продолжая зака­ чивать буровой раствор в НКТ, тампонирующую смесь переме­ щают по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше интервала колонны. Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое уменьшение Ар не укажет на перекрытие тампонирующим составом негер­ метичного интервала колонны.

Количество продавочной жидкости для очередного пере­ мещения состава должно составлять не более 80% от его объ­ ема. Местоположение верхней LBи нижней 1н границ интер­ вала негерметичности определяют по формулам:

L = H , - n ^ ,

0,84

4 = я , - ( я - 1)

где Н, — длина НКТ, м; V, — объем высоковязкой жидко­ сти, м3; V„ —объем 1 м затрубного пространства эксплуатаци­

693

онной колонны, м3; п — порядковый номер опрессовываемого интервала колонны.

Затем скважину выдерживают под давлением до истечения срока ОЗЦ. Излишки состава вымывают из скважины.

Тампонирование под давлением с применением пакера

Этот способ применяется в следующих случаях: —для защиты обсадных колонн при давлении нагнетания,

значение которого превышает допустимое для опрессовки;

— для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации;

—для направленной подачи тампонирующей смеси под дав­ лением в изолируемый объект, выше которого имеются негер­ метичные отверстия в колонне.

Применение способа допускается в заполняющихся и незаполняющихся скважинах. Тампонирование под давлени­ ем по затрубному пространству при установленном пакере за­ прещается, кроме случаев применения гелеобразующих НТМ или использования алюминиевых или других легкоразбуриваемых НКТ.

НКТ спускают с пакером, который располагается над зо­ ной ввода тампонирующей смеси за колонну. Рекомендуется низ пакера оборудовать алюминиевым хвостовиком длиной не менее 3 м, башмак которого устанавливают над зоной ввода на расстоянии до 3 м. Проверяют чистоту спущенных труб про­ качкой в НКТ бурового раствора в количестве равном их внут­ реннему объему от устья до статического уровня. Устанавли­ вают пакер. Проверяют приемистость изолируемого объекта при установившемся режиме подачи насосов прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве не менее внутреннего объема труб. Тампонирующую смесь закачивают в НКТ. Закачивают расчетный объем продавочной жидкости. Если надпакерное затрубное пространство герметично, то для уменьшения осе­ вой нагрузки на пакер рекомендуется в кольцевое простран­ ство закачать буровой раствор и создать давление, допускае­ мое при опрессовке колонны.

Тампонирующую смесь задавливают в пласт. Снижают давле­ ние в трубном и затрубном пространствах. Освобождают пакер. Распакеровку контролируют расхаживанием колонны НКТ. При наличии циркуляции излишки тампонирующей смеси вымыва­ ют из скважины обратной или прямой промывкой. Поднимают 100—150 м НКТ, заполняют скважину буровым раствором и ос­

694

тавляют в покое на время ОЗЦ. В незаполняющихся скважинах после работ НКТ поднимают на 50—100 м выше поглощающего интервала (зона дефекта колонны, интервал перфорации). Впе­ ред ОЗЦ для вытеснения возможных остатков тампонирующей смеси прокачивают в трубное и затрубное пространство буровой раствор в количестве, равном объему НКТ и объему колонны от башмака труб до нижней границы поглощающей зоны.

7.4.3. РАСЧЕТ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ТАМПОНИРОВАНИЯ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

( C a lc u la tio n o f s q u e e z e c e m e n tin g tim e )

В табл. 7.17 приведены формулы для расчета продолжитель­ ности тампонирования под давлением различными способами.

Т а б л и ц а 7.17

Расчет продолжительности тампонирования под давлением

* Если планируется ОЗЦ под давлением, то в продолжительность там­ понажных работ включается дополнительное время Гл =■/п + /„+ /08, в тече­ ние которого тампонирующая смесь должна сохранять исходные свойства:

Г+ Гд = 0,75 Г ,.__________________________________________________________________________________________

Вформулах приняты следующие условные обозначения:

695

Т — продолжительность процесса тампонирования, кото­ рая должна составлять не более 75% от срока загустевания (Г,) тампонирующей смеси:

t, — продолжительность приготовления тампонирующей смеси:

<7т»

где V — объем тампонирующей смеси, qmax — максималь­ ная подача ЦА;

h + l 2 + l 2 — продолжительность закачивания расчетного объема продавочной жидкости V„ соответственно в колонну, НКТ, кольцевое пространство (в сумме t2)\

t3 — продолжительность задавливания тампонирующей смеси в пласт:

где qmm — минимальная подача ЦА

t0 —общая продолжительность пауз при задавливании там­ понирующей смеси:

tQ= tN,

где t — продолжительность одной паузы, N — число пауз, t„ —расчетное время вымыва излишей тампонирующей смеси при обратной промывке. Рассчитывается из условия вымыва всего объема смеси как:

t.= (V + VJ/qc,

где V„ —объем продавочной жидкости, закаченной в НКТ; qc—средняя подача ЦА.

Для прямой промывки

te= (V + V yqmax,

где V, — объем затрубного пространства;

tjs? <п>гм — продолжительность соответственно демонтажа устьевого оборудования, подъема части НКТ, монтажа устье­ вого оборудования;

toa — продолжительность опрессовки обсадной колонны после подъема части НКТ

AMI Vytqmln *

696

где Vy —объем продавки, обусловленный упругими деформа­ циями обсадной колонны и заполняющей ее продавочной жид­ кости;

fp — продолжительность распакеровки.

По расчетной продолжительности операций в соответствии с условием (7.77) регулируют сроки загустевания используемой тампонирующей смеси или по тампонирующей смеси выбира­ ют схему тампонирования (табл. 7.16).

7.4.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СМЕСИ

(Calculation of cement slurry composition)

Объем цементного раствора или другого соста­ ва на основе минеральных вяжущих V выбирают на основе на­ копленного регионального опыта РИР в зависимости от резуль­ татов проверки скважины на приемистость.

В лабораторных условиях в зависимости от требуемых свойств тампонирующей смеси устанавливают ее плотность рт и водоцементное отношение т.

Количество сухого цемента или другого тампонажного ма­ териала q (в тоннах), требующегося для приготовления 1 м3 рас­ твора, определяют из соотношения

Я = Рм(Рт-Р*)''(Рн-Р*)>

где Р„ — плотность сухого тампонажного материала, рж— плотность жидкости затворения.

Общее количество сухого тампонажного материала G (в тоннах) для приготовления заданного объема тампонирующей смеси Vc (м3), составляет

G = K „ q V c,

где К„ = 1,03 + 1,05 — коэффициент, учитывающий поте­ ри сухого цемента.

Объем жидкости затворения Уж (м3) для приготовления там­ понирующей смеси вычисляют по формуле:

У. = КЖ-G-m/p,,

где Кж = 1,08 + 1,10 — коэффициент, учитывающий поте­ ри жидкости.

Количество тампонирующей смеси ограничено значением допускаемого давления, необходимого на вымыва ее из сква­ жины при обратной или прямой промывке при условии, что вся смесь осталась в трубах.

647

7.4.5. РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЙ ПРИ ВЫМЫВЕ ТАМПОНИРУЮЩЕЙ

СМЕСИ ИЗ СКВАЖИНЫ

(Calculation of wash-out pressure of cement mixture out of the well)

Давление на выкиде насоса для вымыва там­ понирующей смеси при прямой промывке р„ является суммой нескольких величин:

— давления на преодоление разности гидростатических давлений столбов тампонирующей смеси и бурового раствора в затрубном пространстве и НКТ р, с;

—давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости по НКТ рг;

—давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении по затрубному пространству столбов бурового раствора и тампонирующей смеси р/.

Р„=Р„ +Р,+Ру

Давление на выкиде насоса для вымыва тампонирующей сме­ си при обратной промывке р0 —сумма следующих величин:

—давления на преодоление разности гидравлических дав­ лений столбов тампонирующей смеси и промывочной жидкос­ ти в трубах и затрубном пространстве ргс;

—давления на преодоление гидравлических сопротив­ лений при движении бурового раствора по затрубному про­ странству р,;

—давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении по трубам столбов бурового раствора и тампо­ нирующей смеси рт:

Ро=Р,1. +Рз+Рт-

1. Значение ргг определяют по формуле

Ргс =ghu(pII- p J ,

где hu — высота столба цементного раствора в трубах или затрубном пространстве;

рц, рж — плотность соответственно цементного и бурово­ го раствора;

g = 9,81 м/с2.

Для выбора формул при расчете давления на преодоле­ ние гидравлических сопротивлений определяют режимы те­ чения тампонирующей смеси и бурового раствора в трубах и затрубном пространстве.

Режимы течения бурового и цементного растворов устанав­ ливают сопоставлением расчетной критической wKp и факти­

698

ческой шф скоростей движения жидкости в трубах (w,) или затрубном пространстве (w,):

Wsp = 25 yfrfp,

где т — динамическое напряжение сдвига цементного (т„) или бурового (т,) раствора;

р — плотность цементного (рц) или бурового (рг) раствора;

q/F,

где q — расход жидкости;

F — площадь поперечного сечения канала.

При < wKp —режим течения структурный; при \?ф > wKP — режим течения турбулентный.

Здесь: hP —высота столба бурового или цементного раство­ ра в трубах или в затрубном пространстве; р — структурная вязкость бурового или цементного раствора; D, d„, dB— соот­ ветственно внутренний диаметр колонны, наружный и внут­ ренний диаметр НКТ.

Для практических расчетов в табл. 7.18 приведены значения широко применяемых цементных растворов.

При турбулентном режиме течения бурового или цемент­

р3=8X}hppq2/[n2(D-d„)(DJ-d„2)2].

(7-81) Здесь ХТД 3 —коэффициент гидравлических сопротивлений

соответственно в трубах и в затрубном пространстве.

Для практических расчетов при турбулентном режиме те­ чения буровых и цементных растворов можно принять:

Х7= 0,028Д, = 0,054.

2. Режимы течения воды или водных растворов солей ус­ танавливают сопоставлением расчетного значения параметры Re при течении жидкости в трубах (ReT) и затрубном простран­ стве (Re,) с его критическим значением ReKp = 2300

при Re £ 2300 — режим течения ламинарный; при Re > 4000 — режим течения турбулентный

699