Cng-cylinders.ru

Строительный журнал
3 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Процесс разбуривания цементных мостов

Цементация грунтов

Повышение несущей способности грунтов, усиление фундаментов, противокарствовые мероприятия.

Виды работ

  • Буронабивные сваи
  • Буросекущие сваи
  • Стена в грунте
  • Шпунтовое ограждение
  • Грунтовые анкера
  • Jet grouting
  • Цементация грунтов
  • Буроинъекционные сваи
  • Полевые испытания

Цементация грунтов применяется для укрепления оснований сооружений, придания водонепроницаемости породам при проходке горных выработок, а также для повышения монолитности и водонепроницаемости бетонной кладки и, как способ производства строительных работ (в том числе для устройства стены в грунте), представляет собой заполнение пустот и трещин в грунтах цементным или цементно-глинистым раствором, превращающимся со временем в твердый цементный или цементно-глинистый камень.

Для осуществления цементации в грунте осуществляется бурение скважин, через которые в пустоты вводятся инъекционные растворы.

В результате заполнения пустот повышается несущая способность основания, предотвращающая возможные обрушения кровли пустот и недопустимые осадки сооружения, вызванные обрушениями. В основаниях, где пустоты имеют карстовое происхождение, их заполнение вызывает ослабление интенсивности карстовых процессов.

Состав инъекционных растворов и технология введения реагентов для разных типов грунтов существенно различается, поэтому перед проведением работ проводится подробное исследование строительного объекта.

После окончания цементации первой зоны скважина оказывается заполненной цементным камнем. Для цементации второй зоны разбуривают скважину в первой зоне и углубляют ее до подошвы второй зоны, после чего проводят цементацию, затем разбуривают скважину во второй зоне и т. д.

К достоинствам способа цементации нисходящими зонами относятся возможность уточнения глубины завесы в процессе производства работ в зависимости от качества встречающихся пород и возможность цементации при высоких давлениях, так как уплотнение последующих зон выполняется при законченной цементации вышележащих. Кроме того, качество цементации повышается благодаря многократному нагнетанию раствора в верхние зоны. К недостаткам способа относятся потери времени и средств на неоднократное переоборудование скважин для бурения и цементации и необходимость разбуривания ц ементного камня предыдущей зоны перед бурением последующей. Разбуривание начинают через 6-8 ч после окончания цементации.

На качество цементации отрицательно влияют прорывы раствора на поверхность земли, наиболее вероятные при инъекции верхних зон. В этом случае снижают давление инъекции или прерывают нагнетание. Вообще не следует останавливать инъекцию при первых признаках выхода раствора на поверхность земли, а надо попытаться уменьшить его. Для этого используют деревянные клинья, ветошь, бумагу или шпаклюют места выходов густым раствором. При большом числе выходов эти меры обычно малоэффективны. Ограничить выход можно применив для инъекции быстросхватывающийся раствор либо прекратив инъекцию на несколько часов для схватывания инъецированного раствора.

Цементация под пригрузкой полностью исключает прорыв раствора на поверхность земли. В качестве пригрузки используют полностью или частично возведенное бетонное сооружение либо слой грунта, лежащий над цементируемой породой.

Цементация грунтов нисходящим способом при поглощении цемента и песка

Состав работ по ГЭСН 05-03-001-01

01. Установка нагнетателя в скважину.
02. Присоединение нагнетательной линии.
03. Промывка скважины и гидравлическое опробование.
04. Приготовление раствора.
05. Нагнетание раствора в скважину.
06. Заделка мест выхода раствора на поверхность.
07. Извлечение и перестановка нагнетателя.
08. Промывка нагнетательного оборудования после цементации.
09. Перемещение нагнетательной линии.

Цементация грунтов нисходящим способом подрядчик

Компания ПроектДон является надежным подрядчиком по цементации грунтов нисходящим способом. Специалисты компании владеют всей необходимой информацией об особенностях грунтов регионов России. Мы в кратчайшие сроки определим причины деформации здания и устраним их. Звоните: 8 (961) 295 28 55.

Применение расширяющихся тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ПАО «Газпром Нефть»

Хасаншин Р. Н., Михайлов С.А. ПАО «Газпромнефть-НТЦ»

Журнал «Инженерная практика»

Причинами обводнения скважинной продукции при эксплуатации нефтяных скважин становятся негерметичность эксплуатационной колонны (НЭК), заколонная циркуляция (ЗКЦ), прорыв нагнетаемой воды по наиболее проницаемым пропласткам При этом проведение работ (РИР) часто осложняется различными факторами, такими как большой интервал изоляции (при отключении пластов и интервалов негерметичности), отсутствие количественной и качественной оценки доли поступления водопритока из нецелевого интервала, наличие неоднородного цементного камня за эксплуатационной колонной, высокие перепады давления, а также сложная инклинометрия скважины. Все эти факторы влияют на выбор водоизоляционного состава для проведения ремонтных работ.

В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен опыт применения расширяющегося тампонажного материала (РТМ) при проведении РИР в осложненных условиях.

На сегодняшний день существует большое количество составов для РИР. Эффективность каждого состава зависит от пластовых температур, давлений и приемистости интервала изоляции.

Основной объем работ по устранению заколонных перетоков выполняется с применением тампонажных портландцементов, отверждение которых в результате химической реакции минералов с водой сопровождается эффектом контракции, то есть уменьшения абсолютного объема продуктов реакции по сравнению с объемом исходных веществ.

Также при проведении РИР используются различные растворы на основе микроцементов, гелеобразующие и вязкоупругие составы, смолы

С целью повышения качества РИР рабочая группа экспертов Центра «Газпром нефть», проведя предварительное исследование литературы по данному вопросу, приняла решение об испытании расширяющегося тампонажного материала (РТМ) и проведении работ (ОПР) на активах П и СП «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

РАСШИРЯЮЩИЙСЯ ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ (РТМ)

Расширяющийся тампонажный материал — это смесь стандартного портландцемента с расширяющей добавкой, а также различными химическими и минералогическими добавками. В отличие от стандартного цементного раствора РТМ не дает усадки.

Есть два основных способа получения РТМ. При первом способе внутри образующейся структуры цементного камня возникает химическое соединение больше исходного, что приводит к «раздвижению» кристаллов твердеющего цемента и, соответственно, к увеличению его объема. Получение РТМ по первому способу осуществляется путем ввода в тампонажный состав различных добавок: хроматного шлама, каустического магнезита, раствора бишофита, хлористого натрия и хлористого кальция, смеси гипса и глиноземистого цемента, сульфата натрия, высококальциевых зол, оксида алюминия, пилиоксихлорида алюминия, негашеной извести, а также смеси оксида и феррита кальция [1].

Второй способ заключается в увеличении объема тампонажного цемента за счет газообразования. В тампонажном составе в результате химической реакции выделяется газ, пузырьки которого равномерно распределяются по объему цементного раствора, вследствие чего увеличивается общий объем тампонажного состава [2].

Для ОПР было принято решение о применении в качестве расширяющей добавки гидроксида кальция Ca(OH)2, или гашеной извести, исходным сырьем для которого служит , образующаяся в результате сжигания твердого топлива на ТЭЦ. По химическому, гранулометрическому и составам во многом идентична природному минеральному сырью, представляющему собой тонкодисперсный материал из частиц размером 3–315 мкм.

Тампонажный материал с добавлением гидроксида кальция после гидратации и размещения в запланированном интервале в заколонном пространстве скважины расширяется в процессе образования структуры цементного камня.

МЕХАНИЗМ РАСШИРЕНИЯ

Твердеющая цементная суспензия представляет собой смесь водной фазы и зерен исходного цемента, а также кристаллов новообразований, формирующих пространственный кристаллический каркас. При добавлении в цемент извести (СаО) происходит ее реакция с водой с образованием кристаллов гидроксида кальция Са(ОН)2 (портландита) призматической вытянутой формы. Последние обладают свойством достаточно быстро увеличиваться в объеме, удлиняясь.

Растущие кристаллы раздвигают другие элементы образующейся структуры, приводя к изменению внешних размеров системы. Поскольку кристаллы Са(ОН)2 (портландит) расположены хаотично, то и свободное расширение системы, не ограниченное внешними факторами, происходит равномерно разнонаправленно. При этом несколько возрастает общая пористость системы.

Читать еще:  Образец договора по перевозке цемента

Постепенно прочность пространственного каркаса увеличивается, в нем начинают возникать напряжения, создающие в скважинных условиях кристаллизационное давление цементного камня на ограничивающую поверхность. Возникает механическое давление твердеющего цементного камня на обсадную колонну и стенки скважины.

После набора структурой определенной прочности, а также вследствие значительного снижения скорости реакции гидратации СаО, расширение прекращается. Величина механического давления расширения на ограничивающую поверхность в зависимости от степени обжига извести составляет от 0,6 до 0,8 МПа. Эти данные хорошо согласуются с данными по прочности цементного камня в момент, когда расширение прекращается.

Наглядно процесс расширения стандартного портландцемента можно увидеть на микрофотографиях, предоставленных специалистами Группы Компаний «Сервис Крепления Скважин» (рис. 1, 2).

На рис. 1 представлена поровая структура на основе ПЦТ в возрасте 48 часов, на рис. 2 — процесс расширения: вытянутые кристаллы Са(ОН)2 «раздвигают» кристаллы цементного камня (10 ч твердения). На рис. 3 показана микроструктура цементного камня РТМ в возрасте 48 часов. Отчетливо видны крупные кристаллы портландита, заполнившие поровое пространство цементного камня.

УСЛОВИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ОПР

В период с октября 2016 по январь 2017 года на скважинах добывающего фонда филиала проводились ОПР с подтверждением наличия ЗКЦ по результатам геофизических исследований скважин (ГИС). Всего были выполнены пять . По данным ГИС после проведения РИР было подтверждено отсутствие ЗКЦ на всех пяти скважинах.

Работы проводились в скважинах с умеренными температурами (51–100°С), с линейным расширением тампонажного состава от 8 до 13%. Был подобран состав РТМ с оптимальными реологическими параметрами и положительными показателями, простой в приготовлении в полевых условиях в процессе затворения.

ОПР НА СКВАЖИНЕ СУТОРМИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В скважине Суторминского месторождения с перфорацией пласта БС7 в интервалах 2512–2516 и 2524–2528 м по результатам исследований (ПГИ, азотирование) отмечалось поступление воды через верхние перфорационные отверстия с перетоком с глубины 2457,6 м. Мощность непроницаемых интервалов сверху между верхними водоносным пластом и кровлей пласта БС7 составляет 10 м. Гидроразрыв пласта (ГРП) в скважине не проводился.

Цель РИР — ликвидация заколонного перетока сверху (рис. 4).

Подготовка скважины к проведению РИР осуществлялась по следующему алгоритму:

  • спуск и райбирование эксплуатационной колонны (ЭК) в интервале 2400–2470 м под посадку пакера;
  • отсыпка интервала перфорации до глубины 2513 м;
  • опрессовка ЭК;
  • перфорация спецотверстий (СО) в интервале 2512–2513 м;
  • определение приемистости СО закачкой по ЭК;
  • спуск и посадка технологического пакера на глубине 2442 м.

Основные свойства тампонажного раствора приведены в таблице 1.

ПГИ (азотирование) после проведения работ показали отсутствие ЗКЦ. После завершения ремонта скважина была запущена с дебитом нефти 8,1 т/сут и жидкости — 32,0 м³/сут. Дополнительная добыча нефти с момента проведения составила 3,5 тыс. т при продолжительности эффекта 458 суток.

ОПР НА СКВАЖИНЕ ВЕРХНЕСАЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Далее ОПР были произведены на скважине Верхнесалымского месторождения с большим зенитным углом. По результатам трассерных исследований был выявлен заколонный переток вверх до глубины 3508 м и вниз до глубины 3696 м.

В связи с тем, что пласт AС11.2 перфорирован в интервалах 3608–3622 и 3627–3637 м (общая протяженность интервала перфорации составляет 24 метра) возникла необходимость в ликвидации заколонного перетока сверху и снизу.

Мощность непроницаемых интервалов сверху между верхним водоносным пластом и кровлей пласта AС11.2 составляет 16 м. Мощность непроницаемых интервалов снизу между нижним водоносным пластом и подошвой пласта AС11.2 — 5 м. ГРП на скважине не проводился (рис. 5).

Соответственно результатам ГИС работы были выполнены в два этапа по следующему алгоритму:

  • спуск и райбирование ЭК в интервале предполагаемых работ;
  • перфорация СО в интервале 3661–3662 м;
  • посадка на глубине 3657 м;
  • выполнение первого этапа РИР (ликвидация нижнего перетока);
  • ожидание затвердевания цемента, отбивка забоя; • установка на глубине 3598 м;
  • перфорация СО в интервале 3587–3588 м;
  • посадка на глубине 3550 м;
  • выполнение второго этапа РИР (ликвидация верхнего перетока);
  • ожидание затвердевания цемента;
  • нормализация забоя путем разбуривания цементного стакана и до глубины 3643 м;
  • опрессовка интервала изоляции на давление опрессовки колонны;
  • реперфорация существующих интервалов;
  • трассерные исследования.

Впоследствии на скважине выполнены работы по закачке РТМ по рецептуре . Цель работ — устранение заколонного перетока снизу через интервал СО. Всего было приготовлено и закачано 2,0 м³ раствора при конечном давлении 80 атм. Основные свойства цементного раствора представлены в таблице 2. График закачки представлен на рис. 6.

Далее проводились работы по закачке РТМ по рецептуре с целью устранения заколонного перетока сверху. Всего было приготовлено и закачано 2,5 м³ раствора при конечном давлении 130 атм. График закачки представлен на рисунке 7.

Результаты ГИС и опрессовки интервала подтвердили ликвидацию ЗКЦ.

После завершения ремонта скважина была запущена с дебитом нефти 44,8 т/сут и жидкости — 60 м³/сут.

На текущий момент эффект продолжается, заметного изменения основных параметров не выявлено.

ВЫВОДЫ

По результатам ОПР технология с применением РТМ для ликвидации заколонных перетоков признана успешной. При этом рекомендуется РТМ с линейным коэффициентом расширения от 8 до 13,5%. Процесс расширения состава не должен продолжаться после завершения загустевания.

На скважинах с заколонными перетоками в обоих направлениях рекомендуется проведение работ в два этапа.

Применение расширяющегося тампонажного материала на основе гидроксида кальция показало высокую эффективность на стадии ОПР, успешно проведенных на месторождениях П и СП «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

Список сокращений для таблиц

ВСО — водосмесевое соотношение; Температура ст температура статическая; Температура дн температура динамическая;
Вс — единица измерения Бердена — измерение консистенции цементного раствора при определении на под давлением;
ДНС — динамическое напряжение сдвига;
СНС — статистическое напряжение сдвига;
ПВ — пластическая вязкость.

Тампонирование нефтяных скважин

Первая в мире нефтяная скважина появилась в Российской империи в 1846 году. Теперь район, где она была пробурена, находится на территории Азербайджана. Скважина была геологоразведочной. А вот первую нефть из промышленной скважины получили американцы.

Это произошло, по разным данным, то ли в 1857, то ли в 1859 году.

Первые полвека своего существования нефтедобывающая промышленность обходилась без тампонирования скважин. Но примерно в 1907-1908 годах произошла первая удачная попытка уплотнения обсадной колонны цементным раствором с целью защиты нефтяных слоёв от проникновения воды.

Тампонажный цемент

На заре промышленной нефтедобычи для задач тампонирования применяли самый обыкновенный портландцемент — точно такой же, как и для строительства. Однако по мере развития нефтедобывающей отрасли требования к тампонажным материалам стали более строгими.

Первые нефтяные скважины были неглубокими, а производимый в те времена цемент имел относительно грубый помол, примерно 1200–1300 см2/г.

Уже тогда проявились первые недостатки этого материала для тампонирования скважин. Дело в том, что на малых глубинах в условиях небольших давлений и температур цементный раствор слишком медленно схватывался. Это приводило к задержке пуска скважины в эксплуатацию, так как приходилось долго ждать затвердевания цемента, чтобы он стал достаточно прочным.

Читать еще:  Как замесить цемент для столбиков

Тогда нефтедобывающие компании потребовали от производителей портландцемента, чтобы для них делали более мелкий помол этого материала. Нефтяники были готовы платить больше за дополнительный помол, чтобы получать для своих нужд цемент надлежащего качества, обладающий улучшенными техническими характеристиками.

Со временем и такие свойства перестали удовлетворять требованиям нефтедобывающих компаний. Скважины стали бурить на большую глубину, где давление и температура значительно выше, чем в неглубоких скважинах. В этих условиях быстросхватывающийся портландцемент не подойдёт, ведь он застывает ещё до того, как достигнет нужной глубины.

Из-за этого пришлось снова вернуться к цементам грубого помола. Более того, в состав стали вводить добавки, замедляющие его застывание. Первой стали использовать замедлители американцы. При помоле цемента добавляли гипс, а во время тампонирования — смесь борной кислоты и гуммиарабика. Позже для нужд нефтяников стали использовать и другие виды замедлителей. На данный момент максимальная глубина, на которой целесообразно использование цементов замедленного схватывания, составляет 4,8 километра.

Чаще всего тампонажные цементные растворы заливают между стенками скважины и обсадной трубой. Эта мера:

  • препятствует попаданию воды в нефтеносный слой;
  • предотвращает выбросы нефти и газа;
  • защищает материал обсадки от агрессивного воздействия внешней среды;
  • укрепляет обсадную трубу, снижая нагрузку на неё;
  • позволяет заполнять трещины, поры и каверны в породе.

Кроме этого, тампонажный раствор можно заливать в скважину для уменьшения её глубины или для консервации. С его помощью можно также ликвидировать дефекты обсадной трубы.

Как происходит тампонирование скважин

Выбор тампонирующего раствора зависит от типа породы и других факторов. Например, если проникающий слой находится на небольшой глубине, не более полукилометра, состав для тампонирования проталкивают до нужной отметки с помощью бурового раствора. Если в породе есть крупные трещины, применяют вязкопластичный тампонажный состав. Он может включать в себя цемент, полимерные компоненты, составы на глины.

В цемент могут добавлять материалы, способствующие быстрому схватыванию, к примеру, хлористый кальций. Для изолирования пористых поверхностей применяют смолы, а для поглощающих карстовых полостей — глинолатексные составы. Использование смол для поверхностей, покрытых мелкими порами, очень эффективно, так как этот материал обладает большей проникающей способностью, чем цементные растворы.

Обычно закачивают тампонирующий состав через бурильную колонну на высоту участка, который следует изолировать. Тампонирование можно выполнять от забоя скважины или сверху. В последнем варианте его производят в один или несколько этапов.

Хотя одноэтапное заполнение делать проще, в некоторых случаях применение этого метода невозможно. Например, для такого способа нужно, чтобы расположение трещин было относительно равномерным. Многоэтапное тампонирование может проходить как с более глубоких горизонтов вверх, так и наоборот.

Если диаметр скважины невелик, зачастую используют пакер, с помощью которого производят изоляцию отдельных пластов.

Существует также циркуляционный метод. Он заключается в закачке избыточного количества тампонирующего раствора. Лишний материал по межтрубному пространству поднимается вверх. Хотя эта методика считается технически сложной, при её использовании не происходит закупорки трещин и других полостей.

Самые распространённые способы тампонирования нефтяных скважин

Рассмотрим подробнее наиболее распространённые способы тампонирования нефтяных скважин.

Для устранения негерметичности обсадной колонны и пространства за ней через фильтр скважины или дефект в колонне происходит закачка тампонажного раствора. Это самый распространённый вариант тампонирования скважин. Он может производиться тремя способами: с разбуриванием стакана; с вымыванием излишков; комбинированным методом.

В первом случае насосно-компрессорные трубы (НКТ) опускают в скважину таким образом, чтобы они оказались на 5–10 метров выше верхней границы отверстий фильтра или дефекта обсадной колонны. В них закачивают тампонажный раствор. Его излишки вымываются, а получившийся после его застывания в скважине стакан разбуривают.

Разбуривание затвердевшего цемента в колонне не всегда целесообразно. Чтобы обойтись без этого, производят вымывание тампонажного раствора, используя при этом противодавление на пласт. Очень важно, чтобы процесс закончился до того, как раствор затвердеет. Чаще всего данный метод используется, когда для тампонирования применяют нефтецементные растворы.

В некоторых случаях оба этих метода применяются в комплексе.
Этот способ называют комбинированным.

Ликвидационное тампонирование

Тампонирование производят не только для устранения дефектов поверхности и обсадной колонны, но и для ликвидации скважин. Это происходит в двух случаях. Скважина может быть пробурена для временных целей. Например, она является поисковой или разведочной. Кроме того, бывает, что эксплуатацию скважины прекращают. В этом случае её консервируют во избежание загрязнения с поверхности водоносных и нефтеносных горизонтов.

Чаще всего геологоразведочные скважины заполняют тампонажными составами после прекращения их использования.

Обычно для этого используют цементные мосты. При подборе состава тампонажных смесей в первую очередь учитывают степень агрессивности компонентов, входящих в состав подземных вод. Для тампонирования используют цемент, песок, глину, отходы бурения, ускорители застывания, различные добавки и другие компоненты.

Для агрессивных магнезиальных вод, температура которых не превышает 100 градусов по Цельсию, используют шлакопортландцемент.

Если температура подземных вод, имеющих нейтральный состав, превышает 100 градусов, то тампонирование производят портландцементом с добавлением кварцевого песка, который играет роль активной добавки.

Тампонирование нефтяной скважины, где присутствует сероводородная агрессивная среда, а температура достигает 250 градусов, проходит с использованием шлакопесчаного цемента.

Если подземные воды содержат агрессивные сульфатные компоненты, то используют портландцемент, обладающий повышенной сульфатостойкостью. Кроме того, в него добавляется ускоритель схватывания.

Если в скважине присутствуют соленосные отложения, её тампонируют цементом, основой которого является каустический магнезитовый порошок.

При консервации скважины, пробуренной на небольшую глубину и не имеющей значительного водопритока, используют просушенные шарики из глины с добавлением песка.

Один из самых сложных случаев — скважина с большим водопритоком, самоизливающийся поток которой может достигать полутораметровой высоты. Для её ликвидационного тампонирования потребуется целый комплекс мер, куда входит установка цементных мостов с гидроизолирующей перемычкой из глинистых шариков, а также применение различных наполнителей.

Правильный выбор тампонирующих составов и технологии проведения работ позволяют надёжно законсервировать скважину и избежать загрязнений подземных горизонтов.

Рекомендации по выбору бурильного инструмента, компоновки и способа бурения

Изготовитель считает, что наиболее эффективным инструментом разбуривания пакера, в сочетании с цементным мостом, является торцевой фрез (фрезер) истирающе – режущего типа. При бурении отдельно стоящих пакеров (без цемента) возможно более эффективным будут пилотные или кольцевые фрезы.

В частности мы рекомендуем:

  • Торцевой фрезер, режущий торец которого армирован твердосплавными пластинами или твердосплавными зубками из карбида вольфрама (например, типа ВС, Ф производства ООО НПП «Буринтех»).

Наличие во фрезере прочных элементов режущего типа необходимое условие для эффективного разрушения материала пакера (Д16Т).

Вместе с тем изготовитель допускает использование для разбуривания пакеров шарошечных долот следующего типа:

  • Шарошечное долото для пород средней твердости типа С, СТ, с зубьями, выфрезерованными на теле шарошки;
  • Шарошечное долото для твердых пород типа Т, с зубьями, выфрезерованными на теле шарошки;
  • Шарошечное долото с короткими и средними зубьями для твердых пород по классификации IADC Codes 2-1, 2-2, 2-3, 2-4, 3-1.

Изготовитель пакера считает, шарошечное долото менее эффективно при разрушении пакера, вследствие истирающе – дробящего характера действия.

Читать еще:  Чем отмыть стеклопакет от цемента

Наружный диаметр инструмента выбирается индивидуально, обеспечивая минимальный зазор между обсадной колонной и инструментом 2-3 мм на сторону (4-6 мм на диаметре).

Рекомендуется также в состав бурильной компоновки включать:

  • Шламоуловитель , устанавливаемый непосредственно над инструментом;
  • Утяжеленные бурильные трубы;
  • Стабилизатор, устанавливаемый выше инструмента, при роторном способе бурения, и имеющий наружный диаметр равный диаметру фрезера.

Стабилизатор уменьшает биение инструмента и тем самым снижает риск повреждения обсадной колонны.

Пакер типа ПБС может разбуриваться как роторным способом, так и с помощью винтового забойного двигателя (ВЗД). Необходимо отметить, что роторное бурение более эффективно вследствие возможности создания более высоких осевых нагрузок и лучших условий для промывки, в том числе и обратной.

О компании

История создания предприятия уходит в далёкий 1971 год, когда на базе Полярной, Вынгапуровской, Уренгойской экспедиций глубокого бурения был создан Тампонажный цех.

С увеличением роста объемов буровых работ на севере Тюменской области 21.09.1981 на основании приказа Министерства газовой промышленности СССР в составе производственного объединения «Тюменбургаз» была организована Тампонажная контора. В 1989 году она получила статус Тампонажного управления в составе производственного объединения по бурению «Тюменбургаз», вошедшего в Государственный газовый концерн «Газпром».

Согласно приказу РАО «Газпром» в апреле 1997 года Буровое предприятие «Тюменбургаз» реорганизовано в филиал «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» (в дальнейшем — ООО «Газпром бурение»).

В 2007 году на базе Тампонажного управления филиала «Тюменбургаз» образован самостоятельный филиал «Центр цементирования скважин» ООО «Газпром бурение» с присоединением к нему тампонажных цехов других филиалов буровой компании.

В 2012 году было создано общество с ограниченной ответственностью «Центр цементирования скважин», которое начало работу в качестве самостоятельного юридического лица. В 2014 году общество вошло в состав ООО «Национальный буровой сервис».

В 2019 году компания вошла в состав ООО «РусГазБурение».

Метод зарезания и бурения бокового ствола

На месторождениях севера Западной Сибири фонд находящихся в консервации газовых и газоконденсатных скважин составляет более семи тысяч единиц, включая «брошенные» скважины при распаде СССР (большей частью геологоразведочные). Наличие такого количества скважин, которые длительное время (30 лет и более) находятся в бездействии, колонны и внутрискважинное оборудование которых корродируют, а остаточный ресурс надежности которых катастрофически снижается, является реальной угрозой загрязнения окружающей природной среды.

Особенностью расконсервации разведочных скважин является отсутствие информации и материалов по многим законсервированным скважинам. Поэтому о достоверности места установки мостов и их количестве, а также о составе технологических растворов, заполняющих ствол скважины, судить не представляется возможным. Особенно это касается старых разведочных скважин, пробуренных 30-40 лет назад и «брошенных» своими заказчиками.

Данное обстоятельство подтверждает опыт расконсервации скважины № Р-707, пробуренной ОАО «Уренгойнефтегазгеология» для разведки юрских отложений Уренгойкого месторождения в феврале 1991 года. При техническом освидетельствовании ствола скважины было обнаружено, что фактическое месторасположение мостов оказалось ниже отметок, зафиксированных в деле при ее консервации. Так как ПЗП была загрязнена используемым при консервации тяжелым глинистым раствором, который глубоко проник в пласт и ухудшил фильтрационно-емкостные характеристики ПЗП, освоение затянулось на срок более 3-х месяцев.

В случае, когда скважина законсервирована путем отсечения продуктивного пласта от устья скважины с помощью цементного моста рекомендуется следующая технология. При расконсервации таких скважин проводятся работы по восстановлению сообщения продуктивного пласта с устьем скважины, в частности, по разбуриванию цементного моста, очистке ствола и призабойной зоны пласта (ПЗП) от технологического раствора и остатков цементного моста методами интенсификации, например, кислотными обработками или дополнительной перфорации, освоению скважины. Однако очистить ПЗП, закольматированную технологическим и цементным растворами, или преодолеть ее не всегда удается. В результате расконсервированная скважина не выходит на проектный режим эксплуатации или ее вообще невозможно освоить.

Практика показывает, что наиболее распространенным способом восстановления работоспособности законсервированных скважин является вторичная перфорация (реперфорация) эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности (типа ПКС-105) с последующей кислотной обработкой ПЗП и освоением скважины. Однако имеющиеся экспериментальные данные показывают, что возможности регулирования фильтрационных свойств на этапе вскрытия пластов перфорацией невелики. При оптимальных условиях перфорации продуктивность снижается до 30 % от первоначальной, а при неудовлетворительных она может составить менее 1 %. Это обусловлено тем, что, помимо ухудшения фильтрационных свойств пласта, вокруг каждого перфорационного канала образуется блокированная зона, равная примерно 4 см., в которой снижение проницаемости в среднем составляет 80%. Поэтому, как правило работает лишь небольшой процент общего числа перфорационных каналов.

Для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации была в 1,5 раза больше величины зоны проникновения фильтратов технологических жидкостей. Поскольку радиус зоны проникновения фильтратов таких жидкостей может достигать 5 м и более, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 0,8 м, то выполнить указанное условие на данном уровне развития кумулятивной перфорации не удается, что подтверждает опыт восстановления простаивающих скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях. При этом часто выявляются факты негерметичности цементного кольца за колонной и обводненности продуктивных пластов как подошвенными, так и водами из вышележащих пластов.

Предлагаемый способ обеспечивает надежную расконсервацию скважины за счет преодоления закольматированной в процессе консервации ПЗП путем бурения бокового ствола с отходом его от старого на расчетное расстояние. Тем самым осуществляется восстановление сообщения продуктивного пласта с устьем скважины из незакольматированной его части, что способствует получения проектных дебитов газа из расконсервированной скважины.

Схема расконсервации газовой, газоконденсатной скважины забуриванием нового ствола:

Пробуренный боковой ствол обсаживают новой эксплуатационной колонной (хвостовиком) и цементируют. После этого эксплуатационную колонну бокового ствола перфорируют с образованием новых перфорационных отверстий, осуществляя повторное вскрытие продуктивного пласта за пределами закольматированной ПЗП старого ствола скважины, и восстанавливают сообщение его с устьем скважины. Проводят вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия снижением противодавления на пласт за счет уменьшения плотности или снижением уровня технологического раствора, находящегося в скважине.

Возможен вариант, когда пробуренный боковой ствол обсаживают новой эксплуатационной колонной выше кровли продуктивного пласта, а боковой ствол в продуктивном пласте не обсаживают, оставляя его открытым, либо спускают в него хвостовик-фильтр, который подвешивают в новой эксплуатационной колонне бокового ствола с помощью подвески хвостовика.

Схема расконсервации газовой, газоконденсатной скважины забуриванием нового ствола:

Способ сокращает продолжительность ремонтных работ за счет исключения операций по разбуриванию цементного моста, установленного в процессе консервации, а также интенсификации притока газа из пласта, которые приходится выполнять неоднократно для очистки закольматированной ПЗП кислотными растворами или преодоления ее перфорационными зарядами большой мощности. При этом неоднократные кислотные обработки ПЗП могут привести к образованию участков повышенной проницаемости, через которые может произойти преждевременное обводнение скважины. Проведение дополнительной перфорации может привести к разрушению цементного камня за эксплуатационной колонной и возникновению межколонных газопроявлений или к образованию трещин, через которые к забою скважины может проникнуть пластовая вода.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector