задача, ГРП. Анализ применяемых технологий для восстановления
 Скачать 3.33 Mb.
|
|
Акустический контроль качества цементирования скважин (АКЦ) Контроль качества цементирования скважин проводится с целью получения сведений о герметичности затрубного пространства по всему зацементированному интервалу. Основная задача заключается в том, чтобы установить наличие или отсутствие каналов межпластового сообщения в цементном камне и в зонах его контакта с породой и обсадной колонной до перфорации продуктивных объектов. Как было сказано ранее, неправильно подобранный состав цементного раствора и некачественное выполнение самого процесса цементирования могут стать первопричиной нарушения герметичности ОК и ЭК, в частности. Акустические методы исследования скважин основаны на изучении полей упругих колебаний (упругих волн) в звуковом и ультразвуковом диапазонах частот. Акустические методы можно подразделить на пассивные и активные. Пассивными методами изучают колебания, создаваемые различными естественными причинами, но основное применение получили активные методы (методы искусственных акустических полей), в которых изучают распространение волн от излучателя, расположенного в скважинном приборе. Существует две основные модификации метода [21]: а) модификация, основанная на изучении времени прихода (скорости распространения) волн и называемая акустическим методом по скорости волн; б) модификация, основанная на изучении амплитуды колебаний и называемая акустическим методом по затуханию волн. Метод АКЦ основан на возбуждении импульса упругих колебаний и регистрации волн, прошедших через жидкость, колонну, цемент и горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких точках на оси скважины. Возбуждение и регистрация упругих волн при АКЦ осуществляется с помощью электроакустических преобразователей. Если колонна обсадных труб свободна, не связана с цементом, то упругая волна распространяется непосредственно по металлу колонны с постоянной 47 скоростью и с малой потерей энергии. Амплитуда волны по колонне сохраняется максимальной. Несцементированная колонна на волновой картине отмечается мощным долго не затухающим сигналом упругих волн. В случае жесткого контакта колонны с цементом упругие колебания, распространяясь по колонне, возбуждают колебания в цементном камне. Прохождение волны по цементу характеризуется снижением скорости распространения волны и значительными потерями энергии. В результате возрастает время прохождения волны и снижается амплитуда проходящей волны. В высокоскоростных разрезах, где различить однозначно волны, распространяющиеся по горной породе и по колонне, только по времени их вступления трудно, оценить качество цементирования помогает частотная характеристика волн. Установлено, что частота продольных волн в горных породах возрастает с увеличением скорости их распространения, однако во всех случаях остается ниже частоты волны, распространяющейся по колонне (при частоте излучателя 25 кГц) [22]. Хорошее качество цементирования в высокоскоростном разрезе отмечается на волновой картине неискаженным импульсом продольной волны частотой ниже 25 кГц и амплитудой, коррелирующейся с её величиной, полученной до обсадки скважины, а также наличием поперечной волны частотой ниже 20 кГц. В высокоскоростном разрезе при частичном цементировании колонны сигнал с момента времени представлен волнами различной частоты. Этот признак позволяет отличить по волновой картине частичное цементирование от хорошего Метод акустического контроля скважин является одним из основных для определения мест потери цементного кольца и нарушения герметичности колонны, но его недостатком является сильное искажение результатов исследования при наличии газа в скважинной жидкости в больших объемах. Это связано с тем, что при прохождении упругой волны через газ она сильно затухает. 48 Гамма-гамма контроль цементирования скважин (ГГКЦ) Гамма-гамма цементометрия является модификацией метода гамма- гамма каротажа и служит для определения качества цементирования обсадных колонн (высоты подъема цемента и его плотности, оценки эксцентриситета колонны) и контроля технического состояния колонн (измерение толщины стенки колонн, определение местоположения муфт, фонарей и дефектов). В ходе данного метода регистрируют интенсивность рассеянного гамма- излучения с помощью зонда, содержащего импульсный источник среднеэнергетического гамма-излучения и детектор рассеянного гамма- излучения. Обычно в этих целях используют скважинный гамма-дефектомер- толщиномер (СГДТ). Вертикальная разрешающая способность – 40 см, горизонтальная разрешающая способность – 15 см. Прибор СГДТ в общем виде состоит из источника гамма-квантов и нескольких радиальных приемников. Приемники служат для регистрации рассеянного гамма-излучения по периметру и стволу скважины четырьмя коллимированными детекторами малого зонда (толщиномер) и восемью коллимированными детекторами большого зонда (плотномер). Результаты представляются в виде аналоговых диаграмм плотности и толщины, соответствующих восьми детекторам большого зонда и четырем детекторам малого зонда, а также в виде разверток обсадной колонны и заколонного кольцевого пространства, на которых в виде цветовой индикации выделяют дефекты в цементном кольце и колонне [23]. Недостатком метода является его малая эффективность при разности плотностей цементного камня и промывочного раствора менее, чем на 0.5-0.7 г/см 3 . Также ограничение существует по углу наклона скважины: он должен быть не более 50°. Шестикомпонентный анализ воды Этот способ является лишь индикатором, то есть он сигнализирует о том, что в каком-то месте колонны произошло нарушение герметичности и в скважину поступает вода с другого, ранее не вскрытого горизонта. Метод 49 применяется для определения состава воды, полученной из скважины. Анализ основан на определении шести основных ионов: Cl – , SO 4 2– , HCO 3 – , Ca 2 + , Mg 2 + , Na + . Помимо этого, находят рН, общую минерализацию воды, жесткость, плотность, содержании сухого остатка, нефтепродуктов, железа и механических примесей. На основе полученных данных делают сравнительный анализ с уже имеющимися результатами и делают вывод о прорыве воды в скважину с водоносных пластов. Таким образом, существует множество способов и исследований, которые позволяют определить наличие негерметичного участка в эксплуатационной колонне, а также установить его расположение. Обычно применяются сразу несколько методов одновременно, чтоб повысить точность исследований и минимизировать финансовые затраты. Этот шаг является крайне необходимым для восстановления герметичности и повышения эффективности нефтедобычи. 2.3 Обзор технологических операций для восстановления герметичности эксплуатационной колонны Среди существующих способов РИР по восстановлению герметичности ЭК в наибольшем количестве представлены методы закачки тампонажных растворов. Выбор того или иного состава зависит от различных факторов: характера нарушения ЭК, протяженности дефектов, приемистости в данном интервале, температурных условий и так далее. Основные требования, предъявляемые к тампонажным составам при РИР: - тампонажный раствор должен обладать достаточными для проведения работ временем загустевания и сроками схватывания, определенной водоудерживающей способностью и не расслаиваться в состоянии покоя на жидкую и твердую фазы, а также низкой водоотдачей, которая позволяет уменьшить загрязнение породы фильтратом раствора; - создаваемый цементный камень должен быть коррозионно-устойчивым в агрессивных пластовых средах; 50 - время схватывания должно быть регулируемым, а срок между началом загустевания и затвердеванием должен быть коротким; - цементный камень должен иметь высокие прочностные характеристики на сжатие, изгиб и растяжение. В разных кругах тампонажные растворы классифицируют по-разному. После проведенного анализа, авторы статьи [24] разделили все технологические жидкости, используемые в процессе РИР, в зависимости от их состава на 3 группы, которые включают в себя еще несколько подгрупп: 1. материалы на углеводородной основе: 1.1. гидрофобизирующий и эмульгирующий раствор ПАВ; 1.2. эмульсионный тампонажный раствор на углеводородной основе (ЭТРУО); 1.3. селективная гелеобразующая жидкость «БОНПАК»; 1.4. безводный тампонажный раствор; 2. материалы на водной основе: 2.1. полимерные системы; 2.2. осадкообразующие системы; 2.3. цементные растворы: 3. смолы. Тампонирование является самым распространенным и часто используемым методом, в связи с чем существует огромное множество растворов с различными составами. Практика демонстрирует, что основными при восстановлении герметичности ЭК, являются: цементные растворы, смолы, полимеры и их производные, в том числе смеси друг с другом. Многолетний опыт показал, что использование жидкостей на основе стандартного цемента считается малоэффективным, так как положительные результаты достигаются лишь многократным повторением операции. В связи с этим разработаны модификации с применением различных добавок и реагентов, а также материалы на основе других композиций. 51 Довольно широко при РИР и, в частности, ЛНЭК используются смолы. Смолы представляют собой гомогенный раствор средней или низкой вязкости, содержащий соединение, способное при контакте с отвердителем образовывать прочный и упругий тампонажный камень, не уступающий по своим свойствам цементному. Отверждение происходит за счет реакции конденсации. Широко используются ацетоно-формальдегидные смолы (АЦФ). Так, синтетическая смола АЦФ-75 является продуктом конденсации ацетона с формальдегидом концентрацией 75%, плотность 1200 кг/м 3 . Состав рекомендуется к применению при величине удельной приемистости от 15 до 240 м 3 /сут*МПа. Время отверждения смолы регулируется в широких пределах количеством вводимого в состав щелочного катализатора и добавками. Наиболее качественные композиции получаются при добавлении воды не более 50%. С ростом температуры время отверждения уменьшается. На основе смолы АЦФ-75 создан состав «Тотал», который рекомендован к применению в интервалах с низкой удельной приемистостью. В качестве отвердителя используется неорганическая соль, а в качестве катализатора реакции – каустическая сода. Преимуществами данного тампонажного состава являются: малая вязкость, хорошая фильтруемость в нарушение, возможность применения при отсутствии непрерывной приемистости. Главный недостаток – это многокомпонентность. Состав «Тотал» опробован на шести скважинах, его эффективность составила 83%, при этом на одну скважину приходилось в среднем 2 операции [25]. Хорошее качество имеет гидрофобный тампонажный материал (ГТМС). Его состав основан на алкилрезорциновой эпоксифенольной смоле (АЭФС), отвердителем выступает полиэтиленполиамин (ПЭПА). ГТМС используют при восстановлении герметичности в местах образования трещин, перфорационных отверстий, в резьбовых соединениях, а также для наращивания цементного кольца. Особенности ГТМС в том, что он гидрофобен до и после отверждения, обладает нулевой водоотдачей, способен отверждаться в пресной и пластовой 52 водах, нефти и органических жидкостях (бензол, ацетон, толуол и т.д.) при температуре от минус 5°С до плюс 80°С. Состав АЭФС с цементом имеет повышенную стойкость к агрессивным высокоминерализованным водам и концентрированным кислотам во времени, а также обладает антикоррозионными свойствами. Физико-механические параметры образцов из АЭФС и цемента обладают лучшими адгезионными свойствами (в 3-5 раз) и повышенной прочностью по сравнению с цементными. Отвержденная смола обеспечивает надежное сцепление с поверхностью горных пород, металла труб и старого цементного камня, смоченных пластовой водой или нефтью. Сроки схватывания регулируются от 1,5 до 2,5 часов концентрацией отвердителя. Камень, сформированный из АЭФС или цемента, затворенного на рабочем растворе АЭФС, обладает упруго-пластичными и безусадочными свойствами, газо-, водо- нефтенепроницаем при давлениях до 25 МПа. Плотность раствора АЭФС легко регулируется в пределах 1050-1650 кг/м 3 за счет совмещения с разными наполнителями (цементом, песком и др.). Фильтрат раствора АЭФС или цемента, затворенного на АЭФС, не содержит воды, отверждается в порах и трещинах горных пород, заполненных флюидом. При смешении АЭФС с водой состав коагулирует с образованием отверждающейся упругопластичной массы. Для предупреждения преждевременной коагуляции состава АЭФС в процессе его закачивания в зону нарушения необходимо применять органические безводные буферные жидкости (нефть, дизтопливо и др.). Недостатком является дороговизна материалов. Цементный мост Цементным мостом называется непроницаемая перемычка для нефти, газа и воды, расположенная внутри скважины. Высота может составлять несколько десятков метров, что является достаточным для надежного разобщения пространства. В целях устранения негерметичности ЭК цементные мосты могут быть использованы для изоляции зон поглощения или проявления, а также для перехода на вышележащие горизонты. 53 Существуют следующие способы установки мостов в скважине: – закачка тампонажного раствора в интервал формирования моста при уравновешивании его столбов в заливочных трубах и кольцевом пространстве (балансовый способ); – закачка раствора с применением двух разделительных пробок; – закачка раствора в интервал установки моста под давлением; – с использованием разделительного пакера; – с использованием цементировочной желонки. Рассмотрим балансовый способ. При установке цементных мостов в непоглощающих скважинах, прежде всего их промывают в течении 1,5-2 циклов для выравнивания плотностей промывочной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве. Приготовленный объем цементного раствора закачивают в НКТ и продавливают промывочным раствором до равновесия столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста и излишки цементного раствора вымывают. Затем НКТ поднимают на 20-30 м и ожидают затвердевание цемента. По истечении времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) проверяют глубину расположения моста и его прочность посадкой НКТ, а герметичность моста - опрессовкой. Перед установкой цементных мостов в поглощающих скважинах (приемистость более 7 м 3 /(ч*МПа)) необходимо использовать измельченные, закупоривающие материалы с размерами частиц 5-10 мм (древесные опилки, волокно и т.д.) для ограничения поглощения. Закачивание закупоривающего материала продолжают до восстановления полной циркуляции. После этого сразу устанавливают цементный мост. Определение технологических параметров по установке разделительных цементных мостов проводят по методике ВНИИКР нефти: 1. Высота цементного моста должна удовлетворять условию: 𝐻 % = & ! '∙)∙% " ≥ 𝐻 *+, , (2) где Q – осевая нагрузка на мост от массы труб или перепада давления; 54 H min – требуемая минимальная высота моста; 𝜏 - – касательная напряжения при сдвиге моста (таблица 3). Таблица 3 – Количественные показатели качества мостов Условия и способ установки моста В обсаженной скважине В необсаженной скважине grad p, МПа/м 𝝉 𝒄 , МПа grad p, МПа/м 𝝉 𝒄 , МПа с применением скребков и буферных жидкостей 5,0 1,00 2,0 0,50 с применением буферных жидкостей 2,0 0,50 1,0 0,05 без скребков и буферных жидкостей 1,0 0,05 0,5 0,01 2. Объем цементного раствора рассчитывается по формуле: 𝑉 = 𝐻 % ∙ 𝐹 + 𝑉 % ∙ (𝐶 / + 𝐶 0 + 𝐶 1 + 𝐶 2 ), (3) где F – площадь сечения скважины; 𝑉 % – объем НКТ или бурильных труб; С 0 – коэффициент, учитывающий случайные ошибки при продавливании тампонирующей смеси в скважину (если средства контроля за движением жидкостей не используются, то С 0 = 0,02-0,03); С 1 , С 2 , С 3 – коэффициенты (таблица 4). Таблица 4 – Расчетные коэффициенты Название коэффициента Обозначение Значения для бурильных труб Значения для НКТ Тип буферной жидкости вода нет вода нет Потери цементного раствора на стенках труб С 1 0,01 0,03 – 0,01 Потери цементного раствора в результате смешения с соседней жидкостью на I границе С 2 0,02 0,04 0,01 0,02 То же на II границе С 3 0,02 0,03 0,01 0,02 Потери буферной жидкости при движении по заливочной колонне С 4 0,02 – 0,02 – То же при движении по кольцевому пространству С 5 0,40 – 0,40 – 55 3. Объем продавочной жидкости: 𝑉 п = 𝑉 % ∙ /1 − 4 # ∙5 6 # − 𝐶 0 − 𝐶 2 2, (4) где f – площадь сечения труб. 4. Объемы буферной жидкости, закачиваемой перед цементным раствором V б1 и после него V б2 равны: 𝑉 б0 = 𝑉 б1 = 𝐶 8 ∙ 𝑉 % + 𝐶 9 ∙ 𝐻 % ∙ 𝐹, (5) где C 4 , C 5 – коэффициенты (таблица 4). Если цементный мост требуемой высоты установить невозможно, то следует применить тампонажные материалы с более высокими физико- механическими показателями или использовать технические средства. 2.4 Обзор технических средств для восстановления герметичности эксплуатационной колонны При обнаружении места нарушения герметичности ЭК необходимо подобрать метод, с помощью которого целесообразно проводить ремонт скважины. На данный момент существует несколько технологий по устранению негерметичности колонны с применением технических устройств и тампонажных материалов. Выбор конкретного метода зависит от ряда факторов, среди которых важную роль играют геологические и гидродинамические условия. Далее будут рассмотрены существующие технологии. Установка пакера Наиболее простым и дешевым способом ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК) считается применение одно- или двухпакерных компоновок. Это позволяет «отрезать» интервал с дефектом колонны, через который в скважину поступает вода. По конструкции пакеры бывают механическими и гидравлическими. Выбор того или иного типа оборудования зависит от условий его применения. Так, механические пакеры используются преимущественно в вертикальных скважинах, поскольку посадка происходит под воздействием осевых нагрузок, которые главным образом определяются весом бурильных или 56 насосно-компрессорных труб. Из данной особенности вытекает ограничение по минимальной глубине, на которую можно спускать пакер для его установки, так как если веса труб не хватит для полного раскрытия уплотнителя, то в дальнейшем потребуется проводить дополнительные операции. Посадка гидравлического пакера происходит путем подачи давления в колонну НКТ. Для его снятия необходимо произвести натяжение колонн. Благодаря этой особенности гидравилические пакеры нашли широкое применение в горизонтальных и наклонных участках ствола скважины, причем без ограничения по глубине. При наличии интервала негерметичности над перфорационными отверстиями колонны в случае эксплуатации скважины УЭЦН применяют однопакерную компоновку, как представлено на рисунке 10. Рисунок 10 – Однопакерная компоновка В случае эксплуатации скважин УШГН и наличии негерметичности ЭК выше продуктивного интервала возможно применение как одно-, так и двухпакерных компоновок (рисунок 11). Кабель ЭЦН Негерметичность ЭК НКТ-73 (НКТ-89) Клапан сбивной Пакер с кабельным вводом 4ПМС-4КВ Клапан сбивной Клапан обратный ЭЦН Нефть 57 Рисунок 11 – Двухпакерная компоновка Такой способ позволяет произвести натяжение колонны НКТ, снизив эксплуатационные затраты, и увеличить наработку подземного оборудования, а также применить технологию уменьшения обводненности продукции [26]. Также двухпакерные компоновки находят широкое применение при эксплуатации скважин ЭЦН на нескольких горизонтах и возникновении нарушений между ними. В настоящее время широко используются пакеры-пробки и пакеры- ретейнеры. Они предназначены для временного или постоянного отключения пластов или закачивания тампонажного раствора под пакер и являются разбуриваемыми инструментами. Установка таких пакеров в ствол обсадной колонны производится с помощью колонны НКТ путем создания избыточного давления внутри колонны с последующим натяжением ее до разъединения. Процесс закачивания тампонажного раствора с использованием пакера- ретейнеера представлен на рисунке 12. 58 Рисунок 12 – Пакер-ретейнер Применение пакеров считается простым и очень дешевым способом по сравнению с остальными методами. Постановка происходит за одну СПО, также преимуществом является возможность снятия и извлечения пакера из скважины или его разбуривания. Конструкция может быть установлена за 140-180 часов, протяженность отключаемого участка достигает 1500 м. Метод обладает несколькими недостатками, поскольку проведение ГИС по затрубному пространству или промывка скважины становятся невозможными. |