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

Деряев Аннагулы Реджепович

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

№ р- ров	Составы	Параметры растворов
		24 °С						90 °С
		ρ, г/см³	УВ сек	φ° 300	φ° 600	η_пл сПз	τ₀ дПа	ρ, г/см³	УВ сек	φ° 300	φ° 600	η_пл сПз	τ₀ дПа
1	Буровой раствор на углеводородной основе отобран на скв.№147 пл. Сев. Готурдепе	1,45	43	50	93	43	21	1,43	24	23	40	17	18
2	Тампонажный раствор (В/Ц=0,59, цемент - ПЦТ 1-G-CC-1, жидкость затворения)	1.75	42	67	89	22	135	-	-	-	-	-	-
3	Раствор № 1 -50% +50% Раствор №2	1,61	не текуч	265	>300	не изм	не изм	Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы
	Известная буферная жидкость (прототип)
4	Буф. жидкость - порция № 1 (дизтопливо - 98% + сульфонол - 2%)	0.85	15	0	0	0	0	0,84	-	-	-	-	-
5	Буф. жидкость - порция №2 (вода морская - 98% + сульфонол - 2%)	1.01	15	0	0	0	0	0.98	13	0	0	0	0
6	Буф. жидкость - порция №3 (вода морская - 100%)	1.02	15	0	0	0	0	1.02	-	-	-	-	-
7	Раствор №1-50% + 50% Буф. жидкость - порция №1	1.14	26	21	39	18	9	1.11	16	8	15	7	3
8	Раствор №1-50% + 50% Буф. жидкость - порция №2	1.22	396	221	>300	не изм	не изм	Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы
9	Раствор №1-50% + 50% Буф. жидкость - порция №3	1,24	Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы					-	-	-	-	-	-
10	Раствор №2-50% + 50% Буф. жидкость - порция №1	1.30	Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы					-	-	-	-	-	-
11	Раствор №2-50% + 50% Буф. жидкость - порция №2	1.38	16	6	11	5	3	1,35	14	3	6	3	0
12	Раствор №2-50% + 50% Буф. жидкость - порция №3	1.39	15	II	20	9	6	1.37	15	6-	11	5	3
	Предлагаемая буферная жидкость
13	СУ БЖ - жидкость № 1 (дизтопливо - 50%, сульфонол - 4%, жидкость затворения - 46%)	0.92	17	16	26	10	18	0,88	16	8	12	4	12
14	СУБЖ - жидкость №1 (дизтопливо - 50%, сульфонол - 5%, жидкость затворения - 45%)	0,92	19	18	29	11	21	0,88	16	7	10	3	12
15	СУБЖ - жидкость №2 (жидкость затворения -90%, сульфонол - 10%)	1,04	16	0	3	0	0	0,98	11	0	1	0	0
16	СУБЖ - жидкость №2 (жидкость затворения -88%, сульфонол - 12%)	1,04	18	0	0	0	0	0,98	11	0	0	0	0
17	СУБЖ: жидкость №1 (поз. 12)-50%+ 50% жидкость № 2 (поз. 14)	0,99	15	4	8	4	0	0,94	12	1	3	2	0
18	Раствор № 1 -50% + 50% СУБЖ-жидкость №1 (поз. 13)	1,18	39	37	67	30	21	1,08	25	18	33
19	Раствор № 1-50% + 50% СУБЖ-жидкость № 1 (поз. 14)	1,18	40	40	73	33	21	1.08	26	17	32	15	6
20	Раствор № 1 -50% + 50% СУБЖ-жидкость №2 (поз. 15)	1.24	384	195	>300	не изм	не изм	1.19	611	196	286	90	318
21	Раствор № 1 -50% + 50% СУБЖ-жидкость №2 (поз. 16)	1.24	376	187	>300	не изм	не изм	1.19	593	192	279	87	315
22	Раствор № 1 -50% +50% Раствор № 17	1.18	65	66	119	53	39	1,13	38	34	59	25	27
23	Раствор №2-50% + 50% СУБЖ-жидкость № 1 (поз. 13)	1,35	20	17	33	16	3	Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы
24	Раствор №2-50% + 50% СУБЖ-жидкость № 1 (поз. 14)	1,35	20	18	35	17	3	Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
25	Раствор №2-50% + 50% СУБЖ-жидкость №2 (поз. 16)	1,40	16	9	16	7	6	1,38	14	6	II	5	3
26	Раствор №2-50% + 50% СУБЖ-жидкость №2 (поз. 17)	1,40	17	8	14	6	6	1,38	14	5	9	4	3
27	Раствор №2-50% +50% Раствор № 17	1.36	18	13	23	10	9	1,34	17	8	15	7	3

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:

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

Составы	Параметры растворов
	24°С						90 °С
	ρ, г/см³	УВ сек	φ° 300	φ° 600	η_пл сПз	τ₀ дПа	ρ, г/см³	УВ сек	φ° 300	φ° 600	η_пл сПз	τ₀ дПа
Буферная жидкость № I	0,92	19	18	29	11	21	0,88	16	7	10	3	12
Буферная жидкость № 2	1,04	16	0	3	0	0	0,98	11	0	1	0	0
Буферная жидкость № 1-50%+ №2-50%	0,99	15	4	8	4	0	0,94	12	1	3	2	0
Буровой раствор	1,45	43	50	93	43	21	1,43	24	23	40	17	18
Буровой раствор - 50% Буф.жидкость № 1- 50%	1,18	40	40	73	33	21	1,08	26	17	32	15	6
Буровой раствор - 50%	1,24	384	195	>300	не изм.	не изм.	1,19	611	196	286	90	318
Буф.жидкость № 2- 50%					не изм.	не изм.
Буровой раствор - 50%	1,18	65	66	119	53	39	1,13	38	34	59	25	27
Буф.жид.(№1-25% + №2-25%)-50%
Тампонажный раствор	1,75	42	67	89	22	135	-	-	-	-	-	-
Тампонажный раствор - 50%	1,35	20	18	35	17	3	Раствор расслоился жидкую, углеводородную и твёрдую фазу
Буф.жидкость № 1- 50%							Раствор расслоился жидкую, углеводородную и твёрдую фазу
Тампонажный раствор - 50%	1,4	16	9	16	7	6	1,38	14	6	11	5	3
Буф.жидкость № 2- 50%	1,4	16	9	16	7	6	1,38	14	6	11	5	3
Тампонажный раствор - 50%	1,36	18	13	23	10	9	1,34	17	8	15	7	3
Буф.жид.(№1-25% + №2-25%)-50%

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

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.
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.
Разработанная и предложенная автором статьи буферная жидкость СУБЖ отличается технологией и простоте ее приготовления в промысловых условиях с использованием дешевых материалов.

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

Похожие статьи