научный журнал «Актуальные исследования» #7 (86), февраль '22

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

Использования буферной жидкости СУБЖ приводит к повышению качества цементирования, сокращению затрат времени на подбор рецептур перед цементированием и исключением потерь значительных объемов тампонажных и буровых растворов.

Аннотация статьи
осложнение
тампонажный раствор
буровой раствор
буферная жидкость
продавка
эмульгатор
переток
Ключевые слова

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

ηпл сПз

τ0 дПа

ρ, г/см3

УВ сек

φ° 300

φ° 600

ηпл 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:

  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

Составы

Параметры растворов

24°С

90 °С

ρ, г/см3

УВ сек

φ° 300

φ° 600

ηпл сПз

τ0 дПа

ρ, г/см3

УВ сек

φ° 300

φ° 600

ηпл 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%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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%

 

 

 

 

 

 

Тампонажный раствор - 50%

1,4

16

9

16

7

6

1,38

14

6

11

5

3

Буф.жидкость № 2- 50%

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 Ропр =3 12 атм., и морской водой плотностью 1,02 г/см3 Ропр = 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.
Текст статьи
  1. Буферные жидкости, используемые при цементировании скважин. // ОИ сер. «Бурение» - М.: ВНИИОЭНГ, 1987 – Вып.8 (127) – 62 с.
  2. Буферные жидкости для повышения надежности разобщения пластов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.
  3. Пути повышения эффективности буровых работ на месторождениях Западной Туркмении // Тр / СевКавНИПИнефть. - Грозный: 1982. – вып.22. – 77с.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 13 августа по 19 августа
Осталось 3 дня до окончания
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
23 августа
Загрузка в eLibrary
23 августа
Рассылка печатных экземпляров
02 сентября