CC BY
14
AUNiVERSUM:
№ 4 (97)_- » • •¿-■-i-i-ir.:.- ■:>: - I _апрель. 2022 г.
DOI - 10.32 743/UniTech.2022.97.4.13407
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ МЕТОДОМ ОРЭ НА ПЛОЩАДИ СЕВЕРНЫЙ ГОТУРДЕПЕ
Деряев Аннагулы Реджепович
канд. техн. наук, ст. науч. сотр., Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз»,
Туркменистан, г. Ашгабат E-mail: annagulyderyayew @gmail. com
CEMENTING OF AN INCLINED-DIRECTIONAL WELL FOR DEVELOPMENT BY THE METHOD OF DUAL COMPLETION ON THE NORTHERN GOTURDEPE SQUARE
Annaguly Deryaev
Candidate of Technical Sciences, Senior Researcher, Scientific Research Institute of Natural Gas of the State Concern "Turkmengas",
Turkmenistan, Ashgabat
АННОТАЦИЯ
При цементировании в продуктивный пласт создается высокое гидродинамическое давление, которое обеспечивает проникновение цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него значительных объемов цементного раствора, на что указывают случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня. Вот почему весьма важной задачей при цементировании эксплуатационной колонны является снижение гидродинамического давления цементного раствора на продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта цементного раствора с продуктивным пластом.
ABSTRACT
During cementing, a high hydrodynamic pressure is created in the productive formation, which ensures the penetration of cement mortar into the pores and cracks of the productive formation and often leads to hydraulic fracturing of the formation, followed by the withdrawal of significant volumes of cement mortar into it, as indicated by cases of under-raising of cement mortar to the calculated level. That is why a very important task when cementing an operational column is to reduce the hydrodynamic pressure of the cement mortar on the productive formation and, if possible, completely eliminate the contact of the cement mortar with the productive formation.
Ключевые слова: призабойная зона, флюидонасыщенность, загустевание, продавочная жидкость, жидкость затворение, гидроразрыв, прочность.
Keywords: bottomhole zone, fluid saturation, thickening, salting fluid, sealing fluid, hydraulic fracturing, strength.
Технология процесса цементирования обсадной колонны определяется ее типоразмером, конкретным геолого-техническими условиями скважины, уровнем технической оснащенности цементировочным оборудованием и накопленным опытом проведения операций по цементированию в данном районе бурения.
Тампонажный материал для цементирования обсадной колонны следует выбирать в зависимости от геолого-технических условий пробуренной скважины: плотности бурового раствора; статической температуры в призабойной зоне; характеристик флюидонасыщенности пластов и агрессивности флюидов; состава горных пород в разрезе скважин. Тампонажный материал для цементирования обсадных колонн должен удовлетворять требованиям
ГОСТ и ТУ, и соответствовать геолого-техническим условиям скважины.
За 7-10 суток до цементирования скважины необходимо произвести отбор проб для анализа там-понажного материала на соответствие его к цементированию обсадной колонны данной скважины.
Подбор рецептур тампонажного раствора осуществляется лабораториями Тампонажного управления и института. В лаборатории вместе с пробами цемента, химреагентов следует доставить пробы бурового раствора, воды (морской или технической) для затворения цемента и химреагентов для подбора рецептуры тампонажного раствора.
По результатам испытаний проб тампонажного материала составляется акт о результатах подбора рецептуры.
Библиографическое описание: Деряев А.Р. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ МЕТОДОМ ОРЭ НА ПЛОЩАДИ СЕВЕРНЫЙ ГОТУРДЕПЕ // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2022. 4(97). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/13407
№ 4 (97)
А1
Подбор рецептуры тампонажного раствора необходимо производить не менее чем за 5 суток до цементирования. За сутки до цементирования скважины следует провести контрольный анализ рецептуры тампонажного раствора.
Учитывая АВПД (аномально высокое пластовое давление) на площадях Западной части Туркменистана цементирование скважин осуществлять только при наличии совпадающих анализов тампонажного раствора, выданных лабораторией подрядчика по цементированию, а при цементировании глубоких колонн (более 3500м) - института.
Необходимо иметь в виду, что запрещается применение тампонажного цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность и другие) [5].
Потребное количество тампонажного материала для цементирования обсадной колонны определяется по данным геофизических исследований, расчета и промыслового опыта крепления скважин на конкретной площади.
Буровая организация, проводящая бурение скважины, заблаговременно за несколько суток до начала работ по креплению, передает в Тампонажное управление (цех управления) заявку на цементирование обсадной колонны.
На выделение цементировочного оборудования для производства работ по цементированию колонн, включая подготовку и доставку на буровую тампонаж-ной техники и материалов, буровая организация подает заявки тампонажной службе в следующие сроки:
На выполнение сложных операций, связанных с нагнетанием жидкостей под большим давлением (более 200 кг/см2) и применением специальных многокомпонентных тампонажных материалов - за 10 суток до начала работ;
В остальных случаях - за 3 суток.
После получения заявки Тампонажное управление осуществляет соответствующую подготовку цементировочной техники и оборудования к работе, подбирает рецептуры тампонажных растворов и после согласования ее с буровой организацией, готовит тампонажные материалы и доставляет их на буровую. Тампонажное управление обязано заблаговременно доставить на буровую необходимое количество тампонажной техники, оборудования и материалов не позже, чем за 8 часов до начала работ по цементированию обсадной колонны.
Поданный на буровую цемент, загруженный в бункеры смесительных установок более чем за трое суток до начала работ по цементированию колонны, подлежит перебункеровке [2].
Буровая организация обязана уточнить время готовности скважины к цементированию не позже, чем за одни сутки до начала работ.
Необходимое число единиц цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин и другой техники определятся расчетом крепления скважины, и с
апрель, 2022 г.
учетом технических характеристик выбранного оборудования, объемов тампонажных растворов и продавоч-ной жидкости, а также практического опыта цементирования обсадных колонн на данной площади.
До начала цементирования (при необходимости) подготавливают площадку на буровой для размещения цементировочной техники, устанавливают дополнительные емкости, монтируют водоводы и электроосвещение площади для работы в ночное время.
Расстановку техники для цементирования обсадных колонн следует осуществлять в соответствии с накопленным производственным опытом и с учетом требований схем их рационального размещения и обвязки.
К моменту окончания спуска обсадной колонны мерные емкости цементировочных агрегатов (или специально подготовленные для этой цели емкости) заполняют жидкостью затворения, приготовленной в соответствии с рецептурой с 25%-ным резервным объемом. Оставшиеся свободными мерные емкости агрегатов следует заранее заполнить буферной и продавоч-ной жидкостью.
Перед началом цементирования смонтированную обвязку линий высокого давления агрегатов подвергают гидравлической опрессовке давлением, величина которого в полтора раза превышает максимальное ожидаемое давление в процессе цементирования.
Готовность цементировочного оборудования и обвязки к выполнению операции проверяет ответственный представитель Тампонажного управления, который перед началом работы проводит инструктаж членов тампонажных бригад (звеньев) с указанием очередности ввода в работу машин, заданных режимов работы агрегатов, допустимых максимальных давлений и параметров плотности тампонажных растворов, а также распределяет расчетные объемы продавочной жидкости и дает другие указания в соответствии с планом работ на крепление скважины.
Цементирование обсадной колонны следует осуществлять в соответствии с принятой технологией и практического опыта крепления скважин на данной площади. Процесс цементирования обсадной колонны следует организовать так, чтобы он был непрерывным.
Во всех случаях цементирования обсадных колонн после окончания продавливания тампонажных растворов в затрубное пространство избыточное давление в цементировочной головке рекомендуется снижать до атмосферного. В период ОЗЦ (ожидание затвердение цемента) один из кранов цементировочной головки должен оставаться открытым [1].
Исключение составляют случаи нарушения герметичности обратных клапанов в обсадных колоннах, когда необходимо повторно закачать в обсадную колонну продавочную жидкость в объеме излившемся при снижении давления, создав избыточное давление, которое на 10-15 кг/см2 превышает рабочее давление, и закрыть кран на цементировочной головке. В этих случаях во время ОЗЦ следует контролировать и периодически снижать давление на цементировочной головке, не допуская его роста относительно начального
№ 4 (97)
А1
апрель, 2022 г.
более чем па 15 кг/см2. После прекращения роста давления в период ОЗЦ избыточное давление в цементировочной головке снижают до атмосферного.
По окончании цементирования обсадной колонны, перекрывающей пласты с АВПД или газовые горизонты, на период ОЗЦ рекомендуется герметизировать затрубное пространство и обеспечить дежурство цементировочного агрегата, обвязанного с устьем скважины. На данной скважине, которая может иметь тенденцию к газонефтеводопроявлениям (ГНВП) в период ОЗЦ. наряду с герметизацией затрубного пространства скважины в нем следует создать расчетное избыточное давление, не допуская гидроразрыва пластов или нарушения обсадных колонн.
В период ОЗЦ также, как и в процессе цементирования, обсадную колонну оставляют подвешенной на талевой системе, что обеспечивает возможность в случае самопроизвольного роста нагрузок на крюке снижать их до исходной величины.
В период ОЗЦ следует вести контроль за состоянием скважины. В вахтовом (буровом) журнале записывают динамику процесса роста и снижения давления на устье, а также объемы жидкости, излившейся из обсадной колонны и другие данные.
На период ОЗЦ предусматривается работа (дежурство) цементировочной техники, обвязанного с устьем скважины:
• 0 426мм кондуктор - ЦА-320 (24 часа х 1 тр.ед.);
• 0 323,9мм промежуточная колонна - ЦА-400 и ЦА-320 (24 часа х 2 тр.ед.);
• 0 244,5мм промежуточная колонна - ЦА-400 и ЦА-320 (24 часа х 2 тр.ед.);
До окончания установленного срока ОЗЦ (не менее 24 часов) и монтажа на устье скважины про-тивовыбросового оборудования (или колонной головки) не следует производить работы, связанные с разбуриванием в обсадной колонне цементного стакана и элементов технологической оснастки [3].
Технология процесса цементирования обсадной колонны определяется её типоразмером, конкретными геолого-техническими условиями скважины, уровнем технической оснащенности цементировочным оборудованием и накопленным опытом проведения операций по цементированию в данном районе работ.
Все работы по цементированию выполняются в соответствии с «Планами работ по подготовке, спуску и цементированию обсадных колонн», утвержденным главным инженером и согласованным с главным геологом буровой организации. «Планы работ...» составляются ПТО буровой организации на основании требований «Инструкции по креплению нефтяных, газо-конденсатных и нагнетательных скважин» (ВНИИКР-нефть, 1990), настоящего проекта (включая «Исходные данные») и фактических геолого-технических данных проводки скважины.
Цементирование всех обсадных колонн проектируется прямой заливкой со сплошным замещением бурового раствора цементным по затрубному пространству на расчетную высоту, с оставлением цементных стаканов внутри обсадных труб 20 - 25м.
Материалы (сухой цемент и химические реагенты) для цементирования каждой обсадной колонны проектируются в зависимости от геолого-технических условий проводки скважины: плотности бурового раствора; статической температуры в призабойной зоне; характеристик флюидонасыщенности пластов и агрессивности флюидов; состава горных пород в разрезе скважины.
Жидкости затворения и продавливания тампонажного раствора, также должны быть подвергнуты контролю и, в случае необходимости, регулированию их свойств. Поэтому в лаборатории наряду с пробами цемента, химреагентов следует доставить пробы бурового раствора, воды (морской или технической) для за-творения цемента и химреагентов для подбора рецептуры тампонажного раствора. Подбор рецептур тампо-нажного раствора необходимо производить в соответствии с действующими методиками и государственными стандартами. По результатам испытаний тампо-нажного материала составляется акт о результатах подбора рецептуры. За сутки до цементирования обсадной колонны следует произвести контрольный анализ рецептуры тампонажного раствора.
При расчете потребного количества и выборе типов единиц цементировочной техники учтены требования схем их рационального размещения и обвязки в соответствии с накопленным производственном опытом, а также указаний «Методики расчета режима цементирования обсадной колонны и выбора количества единиц цементировочной техники».
Цементирование всех обсадных колонн проектируется прямой заливкой со сплошным замещением глинистого раствора цементным по затрубному пространству на расчетную высоту, с оставлением цементных стаканов 20 м.
Тампонажный цемент затворяется на морской воде с добавлением замедлителя схватывания ФХЛС -до 1% , стабилизатора температуры хромпика - до 0,1%, пеногасителя ХТ-48 до О,1% к весу сухого цемента.
Потребное количество тампонажного материала и химических реагентов для цементирования обсадных колонны корректируются на фактические условия по данным геофизических исследований, результатов расчета и подбора рецептуры тампонажного раствора, а также промыслового опыта крепления скважин [4].
Основные результаты расчетов каждой операции цементирования сведения об объемах буферной жидкости, тампонажного материала, химических реагентов, используемой тампонажной техники приведены в таблицах 1, 2, 3.
Таблица 1.
Общие сведения цементирования обсадных колонн
Номер колонны в порядке спуска Название колонны Способ цементирования (прямой, ступенчатый, обратный) Данные по раздельно спускаемой части колонны Данные о каждой ступени Интервал глубины цементирования, м
номер в порядке спуска Интервал установки Номер ступени цементирования Высота цементного стакана, м название порции там-понажного раствора
от (верх) до (низ) от (верх) до (низ)
1 Направление прямой 1 0 30 1 10 ПЦТ-50 обл 0 30
2 Кондуктор прямой 1 0 600 1 20 ПЦТ-100 обл 0 600
3 I промежуточная прямой 1 0 2700 1 20 ПЦТ-100 0 2700
4 II промежуточная прямой 1 0 4206 1 20 ПЦТ-100 0 4206
Таблица 2.
Потребное для цементирования обсадных колонн количество материалов
№№ пп название или (шифр) ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ и т.д. на изготовление Ед. измерения Потребное количество
номера колонн Суммарное на
1 2 3 4 5 6 7
1 ПЦТ-50 обл Т081581-96 т 4,6 - - - 4,6
2 ПЦТ-100 обл Т081581-96 т - 59 - - 59
3 ПЦТ-100 Т081581-96 т - - 162 124 286
5 ПАА ТУ17-06-326-97 т - 0,56 0,48 0,32 1,4
6 Хромпик ГОСТ 2652-78Е т - 0,14 0,12 0,08 0,34
7 КССБ-2 ТУ2454-325-05133190-2000 т - 0,56 0,48 0,32 1,4
8 вода морская м3 3 40 92 72 207
Таблица 3.
Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристики компонентов
Номер колонны в порядке спуска Название колонны номер части колонны в порядке спуска Тип или название жидкости для цементирования Название компонента Плотность, г/см3 Влажность, % Сорт Норма расхода компонента, кг/м3
1 Направление 1 Тампонажная ПЦТ-50 обл 2,6 - - 1059
вода 1,03 - - 0,56 м3/тн
ПАА (П1545) 1,27 - 1 80
ВУРС Хромпик 2,52 1 1 20
2 Кондуктор 1 КССБ- 2 1,39 <10 - 80
Тампонажная ПЦТ-100 2,6 - - 1059
вода 1,03 - - 0,56 м3/тн
Номер колонны в порядке спуска Название колонны номер части колонны в порядке спуска Тип или название жидкости для цементирования Название компонента Плотность, г/см3 Влажность, % Сорт Норма расхода компонента, кг/м3
ПАА (П1545) 1,27 - 1 80
I промежуточная ВУРС Хромпик 2,52 1 1 20
3 1 КССБ- 2 1,39 <10 - 80
Тампонажная ПЦТ-100 3,1 - - 1216
вода 1,03 - - 0,55м3/тн
ПАА (П1545) 1,27 - 1 80
ВУРС Хромпик 2,52 1 1 20
4 II промежуточная 1 КССБ- 2 1,39 <10 - 80
Тампонажная ПЦТ-100 3,1 - - 1216
вода 1,03 - - 0,55м3/тн
После первичного цементирования и установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, каждая обсадная колонна должна подвергаться испытанию для проверки качества цементирования, определения её прочности и герметичности.
Испытания предусматривают проверку:
Расположения цемента за обсадной колонной и контактов цементного камня с обсадными трубами известными геофизическими исследованиями (термометрия, ОЦК, с помощью цементомера, АКЦ и другие);
Герметичности цементного кольца промежуточных обсадных колонн, на которых устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО);
Прочности и герметичности всех обсадных колонн внутренним избыточным давлением (опрес-совкой), а эксплуатационной колонны закачкой инертного газа (азот) в приустьевую часть.
Обсадные колонны опрессовывают предварительно буровым раствором, применявшейся при продавке цементного раствора, а затем водой. У эксплуатационной колонны приустьевую часть -инертным газом (азот).
Опрессовка обсадных колонн с установленным устьевым оборудованием и полной обвязкой до вскрытия башмака выполняется дважды:
а) Предварительная опрессовка устьевого оборудования и обсадной колонны, заполненной буровым раствором, перед сменой раствора на воду:
0 426 мм кондуктор - давлением 55 кгс/см2 на растворе плотностью 1,26 г/см3;
0 323,9 мм промежуточная колонна - давлением 138 кгс/см2 на растворе плотностью 1,45 г/см3;
0 244,5мм промежуточная колонна - давлением 312 кгс/см2 на растворе плотностью 1,4 г/см3;
0 139,7мм эксплуатационный хвостовик - не подлежит опрессовке.
б) Опрессовка обсадной колонны и устьевого оборудования на прочность и герметичность нагнетанием воды:
0 426мм кондуктор - нагнетанием воды в кольцевое пространство между колонной и спущенными бурильными трубами и созданием избыточного давления в кольцевом пространстве на устье 70 кг/см2;
0 323,9мм промежуточная колонна - нагнетанием воды в кольцевое пространство между колонной и спущенными бурильными трубами и созданием избыточного давления в кольцевом пространстве на устье 260 кг/см2;
0 244,5мм промежуточная колонна - нагнетанием воды в кольцевое пространство между колонной и спущенными бурильными трубами и созданием избыточного давления в кольцевом пространстве на устье 480 кг/см2;
0 139,7мм эксплуатационный щелевой хвостовик - не подлежит опрессовке.
Техническая колонна 0245мм, несущая нагрузки в качестве эксплуатационной колонны, и ее приустьевая часть после опрессовки водой дополнительно испытывается на герметичность нагнетанием инертного газа (азота) с помощью компрессора высокого давления в кольцевое пространство до давления 60 кг/см2, при свободном изливе воды из насосно-компрессорных труб, с последующим сжатием воздушной подушки с помощью цементировочного агрегата через насосно-компрессорные трубы и созданием избыточного давления на устье 480 кг/см2.
После опрессовки давление в колонне снижать только стравливанием воздуха, в противном случае насосно-компрессорные трубы будут смяты. Применение обратного клапана в нагнетательной линии цементировочного агрегата обязательно. Обсадные колонны вместе с установленным противовыбросо-вым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из под башмака на 1,0 - 3,0 м для проверки герметичности цементного кольца подвер-
№ 4 (97)
А1
апрель, 2022 г.
гаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды в объёме, обеспечивающем подъём её на 10 - 20 м выше башмака:
Для кондуктора 0 426мм - избыточным давлением 12 кгс/см2 при плотности бурового раствора 1,28 г/см3;
Для 1 промежуточной колонны 0 323,9мм - избыточным давлением 47 кгс/см' при плотности бурового раствора 1,38 г/см3;
Для II промежуточной колонны 0 244,5мм - избыточным давлением 150 кгс/см2 при плотности бурового раствора 1,46 г/см3;
Примечание: Давления опрессовки обсадных колонн подлежат коррекции на фактические условия;
Технология испытания колонн на герметичность регламентируется «Инструкцией по испытанию скважин на герметичность»;
Во всех случаях опрессовок в открытом стволе, давление до расчетного, доводить плавно в течение 15 - 20 минут.
Испытание устьевой части 0 323,9мм промежуточной колонны на остаточную прочность и проти-вовыбросового оборудования в процессе проводки скважины, производить по принятой методике (установкой пакера или цементного моста), в соответствии с «Технологическим регламентом на проверку герметичности обсадных колонн и устьевого оборудования методом опрессовки», при глубинах 3200м, 3700м, 4000м и в дальнейшем через каждые 200м, но не реже 1 раза в месяц.
Работы по испытанию колонн на герметичность проводятся с соблюдением действующих правил и инструкций по безопасности под руководством лица, ответственного за проведение этих работ.
Результаты испытания колонн на герметичность оформляются специальным актом по установленной форме.
Расчеты произведены в соответствии «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» (РД 39-7/1-0001-89, ВНИТнефть) и «Инструкции по испытанию скважин на герметичность».
Список литературы:
1. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирования наклонных скважин - М.: Недра 1993.
2. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. - М.: Недра, 1993-1996. - т.1-4.
3. Ванифатьев В.И., Цырин Ю.З. Крепление скважин с применением проходных пакеров. - М.: Недра, 1983.
4. Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф., Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра,1987- 373 с.
5. Долгих Л.Н., Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие - Пермь.: 2007.
