WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Автором совместно со Щербичем Н.Е. проведены исследования по использованию в качестве тампонажного материала для установки цементных мостов в процессе консервации и ликвидации скважин расширяющихся цемен тов. Расширение цементного камня возможно при введении в цемент вещества, образующего при химической реакции газообразные продукты, или при введении в него расширяющихся добавок, которые при химической реакции между собой или другими веществами, находящимися в цементном растворе, образуют кристаллические продукты большего объема, чем исходные. При расширении тампонажного камня увеличивается его сцепление со стенкой эксплуатационной колонны, что исключает образование возможных каналов газопроявлений.

Введение гидрокарбоалюминатной добавки (ГКА) и гипса в одинаковых соотношениях в состав тампонажных растворов обеспечивает образование дополнительного количества гидросулюфоалюмината кальция, который и обеспечивает расширение твердеющей смеси. При добавке этих компонентов более 4 % масс. получаются нетекучие растворы с растекаемостью менее 180 мм. Для увеличения растекаемости такого раствора необходим ввод пластификатора.

Линейное расширение при исследованиях замерялось индикатором часового типа. Твердение одной части образцов производилось при температуре 20 °С, другой - при 40 °С, при одинаковом давлении, равном 15 МПа. Испытания образцов производились после одних, семи и четырнадцати суток твердения. Для приготовления образцов использовались следующие составы (таблица 1):

Таблица 1 – Составы исследуемых тампонажных материалов № Состав исследуемых тампонажных материалов, мас.%:

состава цемент добавки гипс пласти- вода 4 % ГКА фикатор раствор CaCl1 100 - - - 50 2 96 2 2 - 50 3 96 2 2 - - 4 90 5 5 - 60 5 86 7 7 - 60 6 96 2 2 0,1 50 7 96 2 2 0,2 50 8 96 2 2 0,1 - 9 90 5 5 0,1 60 10 86 7 7 0,1 60 Результаты лабораторных исследований линейного расширения тампонажных растворов с добавками ГКА, гипса и пластификатора представлены на рисунке 1.

0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0 0 0246810 12 14 Время, сут Состав № 1 Состав № 2 Состав № 3 Состав № Состав № 5 Состав № 6 Состав № 7 Состав № Состав № 9 Состав № а) 0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,3 0,0,0,0,0,0 2 4 6 8 10 12 14 Время, сут Состав № 1 Состав № 2 Состав № 3 Состав №Состав № 5 Состав № 6 Состав № 7 Состав № Состав № 9 Состав № б) Рисунок 1 – Изменение линейного расширения во времени а) при температуре 20 °С; б) при температуре 40 °С Линейное расширение, % Линейное расширение, % Наибольший расширяющийся эффект был получен при содержании в смеси ГКА и гипса от 2 до 7 % масс., пластификатора – 0,2 % масс., тампонажного портландцемента 86-96 % при водосмесевом соотношении 0,5–0,6 (таблица 2).

Таблица 2 - Результаты лабораторных исследований линейного расширения тампонажных растворов с добавками ГКА, гипса и пластификатора Состав раствора Плот- Расте- Сроки Предел Линейное расширев мас. % ность, кае- схватывания, прочно- ние (через количесткг/м3 мость, ч-мин сти на во суток), % мм нача- конец изгиб 1 7 ло (через суток), МПа При температуре 20 °С цемент 86 1730 210 11-00 12-20 1,2 0,14 0,45 0,пластификатор 0,добавка ГКА гипс вода При температуре 40 °С цемент 86 1670 200 6-15 6-50 3,2 0,16 0,42 0,пластификатор 0,добавка ГКА гипс вода Анализ работ по ликвидации скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами путем закачивания в заколонное пространство тампонажного раствора показывает на невысокую успешность этих работ. Результаты проведенных при участии автора исследований позволили определить основные требования, предъявляемые к таким растворам: облегченный состав, обеспечивающий высокую текучесть и одновременно длительные сроки схватывания, высокую адгезию, предел прочности на изгиб и сидементационную устойчивость.

Этим требованиям наиболее удовлетворяют водоэмульсионные эпоксиполиуретановые композиции, состоящие из эпоксидноуретанового состава ЭПУ-01-Б, отвердителя (смесь алифатических аминов), воды, соэмульгатора (для снижения водопотребления), растворителя, наполнителя (поливинилхлорид – ПВХ и алюмосиликатных микросфер - АСМ).

Экспериментальные исследования, проведенные при участии автора, позволили построить экспериментально-статистическую модель и разработать ряд рецептур эпоксиполиуретановых композиций, физико-механические характеристики которых приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Физико-механические характеристики составов тампонажных растворов на основе эпоксиполиуретановых сополимеров Состав композиции, Плотность, Растекае- Прочность камня, МПа Адгезия на мас. % кг/м3 мость, мм на изгиб на сжатие сдвиг, МПа Состав № ЭПУ-01-Б 45,Цемент 15,АСМ 2,ПВХ 18,0 1380 200 9,0/13,5* 15,0/22,* 3,6/5,4* Латекс 13,ТМХС 0,Отвердитель 5,Состав № ЭПУ-01-Б 46,Цемент 15,АСМ 1,1500 200 8,7/13,0* 14,7/22,0* 3,5/5,2* ПВХ 18,Латекс 13,Отвердитель 5,* В числителе – через 2 суток, в знаменателе – через 7 суток.

Область оптимальных значений количества компонентов ЭПУ-01-Б составила для: отвердителя – (10-18) %, воды – (0-15) %, соэмульгатора – (1-7) %, растворителя – (5-25) %, наполнителя – (18-21) %.

Испытание композиции, состоящей из этих компонентов, после двухсуточного твердения при температуре 20 °С показало, что ее адгезия и предел прочности на изгиб соответственно составляют (3,5±5) МПа и (14,7±0,7) МПа, максимальная растекаемость от (210±30) мм до (230±30) мм.

Альтернативой установки цементного моста является способ консервации с применением пакерующего устройства, разработанного при участии ав тора (патент РФ № 2209295), по технологии, защищенной патентом РФ № 35816. На лифтовой колонне в скважину на определенную глубину спуска- ются пакер и посадочный нипель. Пакер распакеровывается, в посадочном ниппеле устанавливается или глухая пробка или забойный клапан - отсекатель. Затрубное надпакерное пространство и трубное над пробкой заполняется незамерзающим раствором.

Основным показателем надежности этого способа консервации является степень герметизации пакера. Автором установлено, что герметизация пакера зависит от местоположения подпружиненной втулки, предусмотренной в конструкции перепускного узла пакера (рисунок 2).

Проведенные исследования (рисунок 3) показали, что наибольшая герметичность пакера достигается при расположении втулки в интервале 0-5 мм от входного отверстия.

Неотъемлемой операцией при консервации таких скважин является глушение скважин и заполнение ство ла технологическим раствором с обесРисунок 2 - Перепускной узел пакера:

печением требуемого противодавле1-ствол; 2-корпус; 3-уплотнительные ния на пласт (глинистым раствором, элементы; 4-втулка; 5-пружина;

6-радиальные отверстия водными растворами солей).

0,пружина 0,L=10 мм, D=0,10 мм 0,0,пружина 0,4 L=10 мм, D=0,05 мм 0,0,пружина L=10 мм, 0,D=0,01 мм 5 10 15 20 Расcтояние от входного отверстия, мм Рисунок 3 - Зависимость давления открытия радиальных отверстий пакера, от местоположения подпружиненной втулки относительно верхнего радиального отверстия В четвертом разделе представлены результаты исследований по разработке технологий консервации скважин установкой цементных мостов и пакерующих устройств.

Автором разработана технология консервации скважин путем установки цементных мостов с применением расширяющихся тампонажных материалов.

Предлагаемая технология включает глушение скважины технологическими растворами, извлечение из скважины подземного оборудования с использованием малогабаритных элеваторов (патент РФ № 2194840), непосредственное заливание без давления через насосно-компресорные трубы (НКТ) тампонажного раствора и установку цементного моста над интервалом продуктивного пласта. Через 24 часа, не дожидаясь полного окончания затвердевания цемента (ОЗЦ), через НКТ закачивается под давлением дополнительное расчетное количество расширяющегося тампонажного раствора для заполнения им зазоров, образовавшихся между обсадной колонной и тампонажным камнем во время ОЗЦ. При этом в затрубном пространстве скважины поддерживается Давление, МПа противодавление, равное или чуть большее давления продавливания тампонажного раствора по НКТ. Затем производится вымывание излишек тампонажного раствора и скважина оставляется на ОЗЦ. После ОЗЦ производится проверка цементного моста на прочность и герметичность. Колонна НКТ или извлекается из скважины, или приподнимается над цементным мостом, но остается в скважине. Ствол скважины в интервале МГП заполняется незамерзающей жидкостью. С фонтанной арматуры снимаются штурвалы и манометры, на боковых отводах арматуры устанавливаются заглушки.

Предлагаемый способ консервации скважин более надежен, так как устраняет зазоры между обсадной колонной и тампонажным камнем, являющиеся одной из причин межколонных газопроявлений и позволяет повысить экологическую безопасность находящейся в консервации скважины. Проведенные промысловые исследования показали, что установленный по предлагаемой технологии цементный мост герметичен.

Разработана при участии автора и предлагается новая технология установки цементных мостов с использованием колтюбинговой установки (патент РФ № 2235852).

В скважину, находящуюся под давлением, с помощью колтюбинговой установки спускается гибкая труба. Ствол скважины заполняется стабильным газовым конденсатом, исключающим наличие в нем воды и водных растворов солей (CaCl2, NaCl), в расчетном объеме. После этого в скважину через гибкую трубу, пропущенную через блок превенторов, закачивается сначала буферная жидкость (метанол в объеме 0,3-0,6 объема гибкой трубы), затем тампонажный раствор с замедлителем схватывания раствора и реагентом, увеличивающим его растекаемость до 220 мм (плотность - 1600-1650 кг/м3; вязкость – 40-50 с) с продавливанием его в скважину буферной жидкостью (последовательным закачиванием метанола, в объеме 1,0-1,3 объема гибкой трубы) и затем продавочным раствором (газовым конденсатом) по расчету, но не более, внутреннего объема гибкой трубы, до момента освобождения гибкой трубы от тампонажного раствора.

После выдавливания из гибкой трубы тампонажного раствора одновременно в трубное и затрубное пространства начинают закачивать газовый конденсат для продавливания тампонажного раствора в скважину и формирования в ней цементного моста. Затем башмак гибкой трубы приподнимается на 1 м выше «расчетной» головы цементного моста, производится срезание головы цементного моста газовым конденсатом, подаваемым через гибкую трубу, и вымывание лишнего цементного раствора в трубное пространство. Скважина на 48 часов оставляется на период ОЗЦ. После ОЗЦ до головы цементного моста спускается гибкая труба и определяется фактическое местоположение головы цементного моста. При необходимости цементный мост наращивается путем заливания цементного раствора без давления. После этого производится проверка цементного моста на прочность с усилием не более 4,0-5,0 кН. Излишки тампонажного раствора остаются в трубном пространстве в жидком состоянии и удаляются из скважины при вызове притока и отработке скважины на факел. Схватывания тампонажного раствора в трубном пространстве не происходит из-за перемешивания его излишек с метанолом и газовым конденсатом. По окончании испытаний цементного моста на прочность и герметичность из скважины извлекают гибкую трубу.

Предлагаемый способ установки цементных мостов в скважинах, подлежащих консервации, позволяет снизить степень загрязнения ПЗП за счет использования растворов на углеводородной основе, сократить продолжительность работ в 5-6 раз, снизить стоимость в 3-4 раза за счет использования минимального количества технических средств и дешевых материалов, облегчить работы по расконсервации скважин и последующему их освоению.

Длительное нахождение скважины под воздействием технологических растворов негативно сказывается на продуктивной характеристике ПЗП. Практически эта зона становится нефильтрационной, не способной отдавать углеводороды.

Для восстановления скважин после длительного простоя необходимо преодолеть зону загрязнения (закальматированную зону).

Например, в настоящее время на Ямбургском месторождении более 200 скважин находятся в ожидании работ по восстановлению работоспособности (в ожидании освоения) после длительного простоя. Задача исследователей разработать технологию, позволяющую при минимальных затратах восстановить скважину и получить прирост добычи газа.

Для решения этой задачи предлагаются технологии восстановления скважин с использованием водоизолирующих и закрепляющих композиций (патент РФ № 2231630), а также проведением гидроразрыва пласта с использованием в качестве жидкости песконосителя отработанных моторных масел (патент РФ № 2183739).

В пятом разделе представлены результаты исследований по разработке технологий ликвидации скважин с использованием устьевого и подземного оборудования.

Опыт ликвидации скважин, расположенных в зоне МГП, показывает, что существующие технологии недостаточно надежны и не полностью учитывают периодическое растепление и замораживание крепи скважины, приводящие к разрушению бетонной тумбы. Кроме того, ликвидация скважин в условиях удаленности и труднодоступности местности сопряжена со значительными затратами на проведение работ из-за необходимости вывоза демонтированного оборудования.

Автором предложен более надежный по сравнению с традиционным (установка фланца на кондукторе или технической колонне и бетонной тумбы на устье) способ ликвидации, предотвращающий возможное смятие колонн при сезонном промерзании и расширении крепи и обеспечивающий длительную герметизацию устья, по технологии, защищенной патент РФ № 2225500. Технология предусматривает следующее (рисунок 4а). После глушения скважины и извлечения подземного оборудования в интервале продуктивного пласта и выше его устанавливается нижний цементный мост путем закачивания первоначально тампонажного раствора на основе бездобавочного портландцемента, а затем, не дожидаясь его полного затвердевания, дополнительно - раствора на основе расширяющегося цемента, разработанного при участии автора. Ствол скважины заполняется жидкостью глушения, например глинистым раствором.

В башмаке кондуктора аналогичным способом устанавливается верхний цементный мост, а выше него, в зоне МГП, ствол заполняется незамерзающей жидкостью.

Рисунок 4 – Схемы ликвидации скважин:

а) с использованием устьевого оборудования; б) с использованием забойного оборудования; в) при негерметичности эксплуатационной колонны 1-продуктивный пласт; 2-эксплуатационная колонна; 3-интервал перфорации;

4-нижний цементный мост; 5-технологический раствор; 6-зона МГП;

7-верхний цементный мост; 8-незамерзающая жидкость; 9-глухая пробка; 10-колонная головка; 11-трубная головка; 12-цементный раствор;

13-заглушки; 14-эксплуатационный пакер; 15-бетонная тумба;

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»