Способ цементирования обсадной колонны в скважине, пробуренной буровым раствором на углеводородной основе

При бурении скважин раствором на углеводородной основе (РУО) возникают проблемы, связанные с креплением скважин. Эти сложности возникают способностью РУО с тампонажным раствором на водной основе образовывать высоковязкие нетекучие смеси в зоне их смешения, осложняя процесс крепления, и приводит к некачественному цементированию скважин. Осложнение выражается ростом давления в процессе продавки раствора, вызывающее гидравлический разрыв пласта скважины и недоподъема тампонажного раствора до проектной высоты [2].

Известен способ цементирования обсадной колонны в скважине, пробуренной буровым раствором на углеводородной основе, включающий спуск колонны обсадных труб и их промывку, закачку в колонну буферной жидкости и тампонажного раствора на водной основе, установление разделительной цементировочной пробки, продавку буферной жидкости и тампонажного раствора в затрубное пространство, остановку продавки и последующее оставление скважины в ожидании затвердения цемента (ОЗЦ). Для реализации способа используют буферную жидкость, состоящую из трех порций: 1-дизельное топливо; 2-водный раствор, содержащий 0,5% дисолвана, 1% сульфонола и 12% кальцинированной соды; 3% - 1,5%-ный водный раствор гипана с 3% кальцинированной соды [1].

Недостатком способа является невысокое качество цементирования из-за наличия зон смещения буферной жидкости с буровым раствором на углеводородной основе, использование многокомпонентных составов, большой расход дизельного топлива.

Известен еще один способ цементирования обсадной колонны в скважине, пробуренной буровым раствором на углеводородной основе, с использованием буферной жидкости, состоящий из следующих трех порций: 1-дизельное топливо с добавкой эмульгатора (неионогенное ПАВ) - эмультала; 2- 7,5% раствор соляной кислоты, 3-техническая вода с добавкой эмульгатора – дисолвана (неионогенное ПАВ) [1].

Недостатком является невысокое качество цементирования из-за наличия зон смешения буферной жидкости с буровым раствором на углеводородной основе, большой расход дизельного топлива.

Еще одним способом по технической сущности и достигаемому результату является способ цементирования обсадной колонны с использованием трехпорционной буферной жидкости: первая порция – дизельное горючее + 0,5% - 2% неионогенного ПАВ (дисолван, сульфонол, ОП-10); вторая порция – вода + 0,5% - 2% неионогенного ПАВ; третья порция – вода, на которой готовят тампонажный раствор [3].

Недостатком способа является невысокое качество цементирования из-за недостаточной эффективности буферной жидкости, заключающегося в наличии зон смещения буровым раствором на углеводородной основе, в необеспечении полноты вытеснения бурового раствора тампонажным и невысокая моющая способность буферной жидкости.

Все эти три способа при использовании химических активных и многокомпонентных составляющих усложняют технологию крепления при цементировании скважин. При вытеснении бурового раствора на углеводородной основе из тампонажного раствора вода не может удалить углеводородную корку-пленку со стенок ствола скважины и обсадной колонны, что приводит к слабому сцеплению цементного камня или его отсутствию, вследствие чего вызывает перетоки пластовых флюидов в заколонном пространстве.

С целью удаления с промывкой корку-пленку углеводорода со стенок ствола скважины и обсадной колонны, а также качественного цементирования разработано система углеводородной буферной жидкости «СУБЖ». Она прокачивается в скважину перед цементным раствором с целью разделения бурового и цементного раствора друг от друга и вытеснения углеводородного раствора из цементируемого интервала, а также для полного исключения образования коагуляции в зоне смещения углеводородного и цементного раствора.

Целью изобретения является повышение качества цементирования скважин за счет улучшения разделяющей и вымывающей способности буферной жидкости углеводородной корки-пленки со стенки ствола скважины и обсадной колонны, полноты вытеснения бурового раствора углеводородной основы тампонажным раствором, обеспечения сцепления цементного камня со стенками ствола скважины и обсадной колонны.

Указанная цель достигается тем, что в способе цементирования обсадной колонны в скважине, пробуренной буровым раствором на углеводородной основе, включающем спуск колонны обсадных труб и их промывку, закачку в колонну буферной жидкости и тампонажного раствора на водной основе, установление разделительной цементировочной пробки, продавку буферной жидкости и тампонажного раствора в затрубное пространство, остановку продавки и последующее оставления скважины в ожидание затвердения цемента (ОЗЦ), в качестве буферной жидкости используется буферная жидкость «СУБЖ» (система углеводородной буферной жидкости) для разделения бурового раствора на углеводородной основе и тампонажного раствора на водной основе, состоящую из двух закачиваемых составов:

• первый состав буферной жидкости предназначен для смачивания углеводородной корки-пленки на стенках ствола скважины и колонны, а также для предотвращения явлений коагуляции в зоне смешения с раствором на углеводородной основе.
• второй состав, закачиваемый вслед за первым, предназначен для вымывания углеводородной корки-пленки и для предотвращения явлений коагуляции в зоне смещения с тампонажным раствором. Для приготовления буферной жидкости применены товарные продукты (дизельное топливо и сульфонол).

Способ цементирования обсадной колонны в скважине, пробуренной буровым раствором на углеводородной основе, осуществляют следующим образом.

В спущенную скважину, пробуренную буровым раствором на углеводородной основе колонну обсадных труб, после промывки закачивают в колонну расчетный объем буферной жидкости «СУБЖ», состоящей из двух последовательно закачиваемых порций, первая на углеводородной основе, вторая на водной основе, закачивают тампонажный раствор в объеме, достаточном для цементирования обсадной колонны в заколонном пространстве скважины. Затем устанавливают разделительную цементировочную пробку и продавливают с максимальной скоростью для создания в заколонном пространстве турбулентного режима течения буферной жидкости расчетным количеством объема раствора углеводородной основы. Продавку останавливают и скважину оставляют в ожидание затвердения цемента (ОЗЦ).

Приготовление буферной жидкости «СУБЖ» осуществляется следующим образом. Каждая жидкость готовится отдельно.

1-я буферная жидкость. При непрерывном перемешивании в течение 10 мин - 15 минут в 500 мл дизельного топлива вводят 50 мл сульфонола, затем 450 мл морской воды. Перемешиваю, осуществляют на миксере Chandler Model 30-60 при п=2000 об/мин.

2-я буферная жидкость. При непрерывном перемешивании в течение 20 мин - 30 минут в 900 мл воды (техническая, пластовая или жидкость затворения для цемента), вводят 100 мл сульфонола.

Исследования физико-технических свойств предлагаемой и известной (прототип) буферных жидкостей проводились на приборах: ареометр для буровых растворов АБР-1 (плотность), вискозиметре буровых растворов ВБР-2 (условная вязкость), приборе Chandler Model 3500 (реологические свойства раствора - пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига).

Результаты лабораторных исследований физико-технических свойств известной (прототип) и предлагаемой буферной жидкости, буровых и тампонажных растворов и растворов в зоне их смешения при различных температурах (24 °С и 90 °С) приведены в таблице 1

Сравнительный анализ прототипа и предлагаемого решения (по результатам исследований, сведённым в таблицу) показал, что, например: растворы №7 и №18, смеси «РУО + первая буферная жидкость» обладают более низкими реологическими свойствами и условной вязкостью, чем раствор на углеводородной основе, что показывает на их совместимость. Но у прототипа показатели таких свойств раствора как вязкость и реологические более низкие, чем у предлагаемой жидкости, и чем у РУО, что показывает на наличие больших зон смешения. Смеси (растворы №8 и №20) «РУО + вторая буферная жидкость» обладают высокими реологическими свойствами (в некоторых случаях, не измеримыми) и условной вязкостью и чем РУО, что показывает на их несовместимость. Реологические и вязкостные свойства смеси (раствор №22) «РУО + смесь буферных жидкостей №1 и №2» несколько выше, чем раствора на углеводородной основе, что показывает на их совместимость и разделяющую, смачивающую способность системы буферной жидкости. В случае смеси «тампонажный раствор + первая буферная жидкость» (растворы №10 и №24) тампонажный раствор коагулирует с первой буферной жидкостью. Смеси «тампонажный раствор + вторая буферная жидкость» (раствор №11 и №25) обладают более низкими реологическими свойствами и условной вязкостью, чем тампонажный раствор, то есть они совместимы. Смесь «буферных жидкостей №1 и №2 + тампонажный раствор» (раствор №27)

Таблица 1

По результатам лабораторных исследований получено содержание буферной жидкости сульфонола 4%, снижается ее смачивающая способность, а содержание более 5% неоправданно, так как ее свойства практически не меняются. При содержании во второй буферной жидкости сульфонола менее 10%, снижается ее моющая способность, а содержание более 12% также неоправданно, так как ее свойства практический не меняются.

Признаками, совпадающими с существенными признаками заявляемой буферной жидкости, является: наличие в составе первой жидкости дизельного топлива и сульфонола, в составе второй буферной жидкости – сульфонола и воды. Анализ известных реагентов и материалов, применяемых для приготовления буферных жидкостей, показывает, что применение сочетания дизельного топлива и воды в предложенном их соотношении неизвестны. Таким образом, предлагаемое техническое решение соответствует критерию «новизна».

Сочетание компонентов, усиление вымывающего эффекта и повышение полноты вытеснения бурового раствора на углеводородной основе тампонажным раствором на водной основе, повышение разделительной способности буферной жидкости в зоне смешения бурового раствора на углеводородной основе и тампонажного раствора на водной основе являются неочевидными.

Предлагаемое техническое решение также отвечает и критерию «промышленная применимость», так как, заявляемая система буферных жидкостей «СУБЖ» может быть практически использована при строительстве нефтяных и газовых скважин.

Система буферных жидкостей «СУБЖ» успешно прошла испытания при установке цементных мостов и цементирования обсадных колонн на площадях западной части Туркменистана.

Испытание проводились на скважине №147 площади Северный Готурдепе. Глубина спущенной обсадной колоны диаметром 324 мм – 2700 м. Бурение проводилось долотом диаметром 295,3 мм до глубины 4142 м., с переходом на пилотное бурение долотом диаметром 215,9 мм., глубинной 4400 м., с целью уточнение местонахождений залежей продуктивных пластов. Бурение скважины раствором на углеводородной основе проводилось с глубины 3800 м, с применением системы Versadril, состоящей из углеводородной фазы – 80% и водной – 20%, плотностью 1,45 г/см³.

В задачу испытаний поставлено:

1. Установка цементного моста в стволе скважины диаметром 215,9 мм в интервале 4400-4250 м длинной 150 м.
2. Цементирование первой секции обсадной колонны диаметром 244,5 мм в интервале 4140-4250 метров длиной 150 м.
3. Цементирование второй секции обсадной колонны диаметром 244,5 мм в интервале 0-2600 метров.

1. Установка цементного моста проводилось в интервале 4400-4250 м для перекрытия пилотного ствола скважины с меньшим диаметром 215,9 мм и подготовка к спуску обсадной колонны диаметром 244,5 мм.

Забойные пластовые условия скважины составляли: температура +93 градуса, давление 645кгс/см², требуемое время загустевания тампонажного раствора 3 часа 30 минут.

2. Цементирование первой секции обсадной колонны диаметром 244,5 мм в интервале 4140-2600 м проводилось с целью перекрытия неосаженной части ствола скважины диаметром 295,3 мм для эксплуатации продуктивных пластов.

Забойные пластовые условия скважины составляли: температура +93 градуса, давление 645кгс/см², требуемое время загустевания тампонажного раствора 4 часа.

3. Цементирование второй секции обсадной колонны диаметром 244,5 мм в интервале 0-2600 метров проводилось с целью перекрытия обсаженной части ствола в колонне диаметром 324 мм с выносом цементного раствора на поверхность и оборудования устья скважины фонтанной арматурой.

Забойные пластовые условия скважины составляли: температура +72 градуса, давление 455кгс/см², требуемое время загустевания тампонажного раствора 3 часа 30 минут.

В качестве вяжущего материала применялся портландцемент ПЦТ I-G-SS-1 (тампонажный цемент производство Келетинского цементного завода), регулятором свойств тампонажных растворов использовался химический реагент ФХЛС (феррохромлигносульфонат), терморегулятором – бихромат натрия (Na₂Cr₂O₇) и пеногасителем ПАВ ХТ-48. Жидкости затворения готовились на морской воде.

Для вытеснения раствора на углеводородной основе тампонажным раствором, исключения явлений коагуляции в зоне их смешивания и вымываний углеводородных корок – пленок со стенок ствола скважины и колонны использовали буферную жидкость СУБЖ.

Влияние буферных жидкостей СУБЖ на показатели буровых и тампонажных растворов в зоне смешивания показано в таблице 2.

Установка цементного моста в стволе скважины диаметром 215,9 мм в интервале 4400 – 4250 м, время ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) через 48 часов, спуск бурильного инструмента с промывкой и разгрузкой на цементный мост на глубине 4250 м весом 5 тонн и опрессовка раствором 1,45 г/см³ при давлении 75 атмосфер – герметично.

Таблица 2

Влияние буферной жидкости СУБЖ на показатели буровых и тампонажных растворов в зоне их смешения для установки цементного моста в стволе скважины Ø 215,9 мм в интервале 4400-4250 м цементировании обсадной колонны Ø 245 мм глубиной 4140 м скв.№ 147 пл. Северный Готурдепе

Установка цементного моста в стволе скважины диаметром 215,9 мм проводилась без проведения повторных работ.

Цементирование обсадной колонны диаметром 244,5 мм первой секции в интервале 4140-2600 м и второй секции в интервале 0-2600 м, время ОЗЦ составило 48 часов. Колонна опрессована буровым раствором 1,45 г/см³ Р_опр =3 12 атм., и морской водой плотностью 1,02 г/см³ Р_опр = 480 атм. – герметично.

Проведенное промысловое испытание системы «СУБЖ» на скважине №147 на площади Северный Готурдепе прошло успешно. После него данная система массово использовалось на нефтегазовых площадях Западной части Туркменистана. Например:

• при цементировании хвостовика диаметром 193,7 мм спущенной на глубину 6197-6537 м на скважине №7 площади Узынада;
• при цементировании 245 мм кондуктора спущенной на глубину 600 м на скважинах №№1768, 1769 площади Восточный Готурдепе;
• при установке цементного моста на комбинированной эксплуатационной колонне диаметром 139,7х168,3 мм на глубине 3361-3726 м на скважине №18 площади Южный Гамышлыджа;
• при цементировании первой и второй секции 244,5 мм технической колонны, спущенной на глубину 4450 м на скважине №204 площади Северный Готурдепе;
• при цементировании комбинированной эксплуатационной колонны диаметром 177,8х139,7 мм спущенной на глубину 6870 м на скважине №7 площади Узынада и ряде других скважин.

В связи с успешным проведением промысловых испытаний система «СУБЖ» была запатентована автором и регистрирована в Государственной службе интеллектуальной собственности министерства экономики и развития Туркменистана за № 605 от 16.06.2013 года.

Выводы

1. Дополнительный эффект применения буферной жидкости СУБЖ обусловлен сильным разжижающим действием на раствор углеводородной основы и обеспечивает турбулентный режим течения, создавая вымывающую эффективность углеводородной корки-пленки со стенок ствола скважины и обсадной колонны.
2. Экономический эффект от использования буферной жидкости СУБЖ обусловлен: повышением качества цементирования, сокращением затрат времени на подбор рецептур перед цементированием и исключением потерь значительных объемов тампонажных и буровых растворов.
3. Разработанная и предложенная автором статьи буферная жидкость СУБЖ отличается технологией и простоте ее приготовления в промысловых условиях с использованием дешевых материалов.