Обработка бурового раствора

Подготовка скважины к цементированию
обсадной колонны
Sławomir Błaż, Bartłomiej Jasiński, Małgorzata Uliasz, Grzegorz Zima
Введение
Во время бурения скважин особенное значение имеет обеспечение плотности
в кольцевых пространствах между колоннами труб и вне их. Скважины,
пробуренные до газового пласта, должны быть плотно цементированные. В
случае неплотного цементирования газ должен отпускаться из пространств
между трубами, так как его давление в верхней части скважины может
усиливаться до опасных величин, даже до пластового давления. Газ,
перемещающийся на протяжении отверстия вне труб, переходит
непосредственно в почву, в подземные воды или в атмосферу. Также
неблагоприятна неплотность между зонами скважины, возникающее когда газ
перетекает из газовых пластов высокого давления в проницаемые пласты на
другой глубине.
Введение
Поставленную трубную колонну цементируют в нижней части к стенке
скважины, а в верхней части - к предыдущей колонне труб большего
диаметра, выдавливая из кольцевого пространства буровой раствор и
замещая ее жидким цементным раствором. Полное вытеснение бурового
раствора промывочной жидкостью, буферным раствором и жидким
цементным раствором - необходимо для плотного цементирования, которое
после того как закончится процесс затвердения и схватывания цемента
должно предотвратить перетекание газа по вертикали в кольцевом
пространстве.
Имея в виду большое значение проблемы перемещения газа, уже несколько
лет процедуре цементирования придают большое значение как одной из
важнейших операции выполнения скважины.
Для целей промышленности в Институте Нефти и Газа с 2003 г. проводятся
специализированные исследования жидких цементных растворов, а с 2005 г.
- специализированные исследования по повышении эффективности
оформления кольцевых пространств путем приспособления реологических
параметров бурового раствора к процедуре цементирования.
Обработка бурового раствора
Для повышения качества цементирования надо максимально снизить
структурную прочность и частично снизить липкость бурового раствора, тем
образом повышая ее выполаскиваемость.
Оставление длинных отрезков неотполосканного бурового раствора может
приводить к созданию канала для перетекания пластовых жидкостей после
окончания схватывания цемента. Появление фильтрационных осадок на
стенках скважины и прилипание бурового раствора к трубам может также
являться причиной слабой схватки цементного камня с трубой/горной
породой и влияет на величину микротрещины, по которой может
перемещаться газ.
После поставления обсадных труб буровой раствор очищают от материала, со
стенок скважины во время становления обсадных труб, а потом превращают
ее в жидкость. Обработанный буровой раствор должен содержать
отягощающий материал, так чтобы он не останавливался на нижней стенке в
наклоненном отрезке скважины и на нижней стенке в горизонтальным
отрезке скважины за время неподвижности бурового раствора. Буровой
раствор должен характеризоваться возможно низкой пластической липкостью
и структурной прочностью ниже 5 Н/м2. Потом надо удалить уткнувший
буровой раствор используя метод гидравлической кавернометрии, данный
Смитом, применяя последовательные шаги полоскания со все большей
скоростью.
Обработка бурового раствора
Вытеснение бурового раствора из кольцевого пространства проводится путем
вымывания ее жидкостями, текущими снизу. Промывочная жидкость, текущая
перед жидким цементным раствором как обычно характерна меньшей
липкостью и густотой, чем вытесняемый буровой раствор. Ее задача выполоскать останки бурового раствора из кольцевого пространства, что
является тем сложнейшей задачей, чем больше липкость и густота
выполаскиваемого бурового раствора. Если буровой раствор обладает
структурной прочностью, тогда промывочная жидкость должна
воздействовать на вымываемый буровой раствор настолько большей силой,
чтобы разрушить эту структуру. Поскольку скорость перетекания жидкости
ограничивается максимальной производительностью насоса, равняющейся
часто лишь 2400 или 1200 л/мин., на невытесненный буровой раствор
воздействуют весьма небольшие силы. Эти силы тем меньше, чем больше
внешний диаметр кольцевого пространства. Останки бурового раствора,
сохраненные в кавернах могут после схватки цемента являться
потенциальным путьем для перетекания газа.
Лабораторные исследования
Лабораторные исследования проводят для определения такого образца
бурового раствора до процедуры цементирования, чтобы фильтрационный
осадок легче удалялся, а обработанный буровой раствор обладал лучшими
полоскающими свойствами.
Приспособление реологических пара метров бурового раствора
осуществляется опираясь о специально разработанную исследовательскую
методику.
Буровой раствор для исследований как обычно получается к концу оснащения
скважины трубами. Определив основные свойства бурового раствора, как:
реологические параметры, фильтрация, водородный показатель, густота,
содержание твердой фазы, MBT, приступают к следующим исследованиям:
• Проверка воздействия разных разжижающих агентов на буровой раствор
с целью выбора полезно действующего средства.
• Определение допускаемой степени разжижения на основании исследований
седиментации.
• Определение плотности фильтрационного осадка с бурового раствора на
основании исследования эрозии.
• Определение содержания воды в фильтрационном осадке.
• Разжижение бурового раствора и измерение ее реологических параметров,
а также выполаскиваемости осадка после обработки.
Лабораторные исследования
Табель 1. Изменения свойств бурового раствора после обработки
солянкой KCl (раствор 10%)
+ солянкой KCl (раствор 10%)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
параметры
бурового раствора
Температура [°C]
600
300
200
100
6
3
3 po
10min.,
[lb/100 ft2]
Вязкость пласт.
Obrotu / мин
Fann 35SA
L.p.
[мПас]
Вязкость поз.
мПас]
граница течения
[lb/100ft2]
ПЛОТНОСТЬ [кг/м3]
бурового
раствора
+ 5%
+ 10%
+ 15%
+ 20%
25
52
38
28
15
10
8
25
53
37
28
16
9
7
25
55
37
28
16
7
5
25
49
33
27
18
5
4
25
47
31
25
17
4
3
10
9
7
5
4
14
16
18
16
16
26
26,5
27,5
24,5
23,5
24
21
19
17
15
1160
1160
1160
1150
1150
Лабораторные исследования
Исследованиe выполаскиваемости осадка после
обработки
Лабораторные исследования
Исследование смещения стиральной жидкой
грязи с помощью модели позицию
Обработка бурового раствора на
скважине
Два образа разжижения бурового раствора:
Обработка части бурового раствора, называемой "переходным" буровым раствором,
забиваемой в скважину до промывочной жидкости.
Обработка всего бурового раствора в сокращенном цикле.
В первом случае расход материалов небольшой, примерно барита, но обработанный
буровой раствор должен иметь потенциал для выполоскания необработанного
бурового раствора, и одновременно достаточно большую выполаскиваемость, чтобы
легко удалялась следующими жидкостями (буферный раствор или промывочная
жидкость или жидкий цементный раствор).
Слишком малая липкость переходного бурового раствора может принести эффект
перетекания длинным каналом, появившимся внутри предыдущего бурового раствора
большей структурной прочности или большей липкости. Время контакта переходного
бурового раствора довольно краткое, что является последствием объема переходного
бурового раствора. Он может не успеть очистить скважины до перетекания следующей
жидкости.
В случае обрабатывания всего бурового раствора в сокращенном цикле, такой вид
обработки рентабелен, когда оригинальный буровой раствор не требует глубокой
обработки. Обработка долго длится, ее труднее провести, так как параметры
обрабатываемого бурового раствора должны быть стабильными за время обработки,
но параметры бурового раствора, перетекающего через скважину, постепенно
меняются и получается долгое время контакта обработанного бурового раствора со
стенкой скважины - он не ограничивается объемом бурового раствора .
Обработка бурового раствора на
скважине
Табель 2. Обработка бурового раствора на буровой установке до
цементирования труб 9 5/8”на скважине P5
время промывки (мин.)
5
30
60
90
120
150
180
210
25
25
25
26
27
30
30
30
52
52
56
57
51
46
46
48
38
37
38
38
34
30
30
31
28
27
28
29
26
24
24
25
15
15
16
18
18
17
17
17
10
10
7
6
5
4
4
4
8
8
5
5
4
3
3
3
10
10
7
6
5
4
4
4
14
15
18
19
17
16
16
17
24
22
20
19
17
14
14
14
Obrotu / мин Fann 35SA
Температура [°C]
600
300
200
100
6
3
3 po 10 min
Вязкость пласт.
[мПас]
граница течения
[lb/100ft2]
Новые решения по подготовке
скважины к процедуре
цементирования
Исследования, проведенные за последние годы в ИНиГ, позволили
разработать три образа подготовки скважины к процедуре цементирования
при помощи окислителей или энзимов:
Разжижение буровых растворов путем добавления энзимных или окисляющих
веществ во время полоскания до процедуры цементирования. Применяя этот
вид обработки, кроме разжижения бурового раствора, получаем частичный
распад полимеров, содержимых в буровом растворе, застывшем при стенке
скважины, и иловом осадке, благодаря чему буровой раствор может лучше
вытеснить жидкий цементный раствор ;
Применение промывочных жидкостей в виде 1% растворов энзимов (амылаза,
целлюлаза) или окислителей (перекись мочевины, натриевый персульфат и
хлорная известь)до процедуры цементирования с целью распада а затем
удаления остатков бурового раствора и осадка со стенок скважины;
Применение в фазе бурения добавки MgO2 в буровой раствор для того, чтобы
он отложился в виде осадка на стенках скважины, а потом полоскание
скважины водой до процедуры цементирования водой pH ок. 3 (5 % раствор
KCl с добавкой HCl) с целью удалить осадок бурового раствора.
Новые решения по подготовке
скважины к процедуре
цементирования
Осадок на фильтре получают из Жидкости
вынимают из скважины D 1
Осадок на фильтре получают из Жидкости
вынимают из скважины D 1
эрозии жидкостью, содержащей 1%
надкарбамидa
Новые решения по подготовке
скважины к процедуре
цементирования
Осадок на фильтре получают из Жидкости из
скважины D 1 вынимают содержащей 1%
целлюлазы
Осадок содержащего добавку MgO2 на фильтре
получают из Жидкости из скважины D 1
вынимаютжидкости с низким pH=3
Сачества гликоль-калиевой жидкости с добавлением
окислительных средств и энзимов
Таблица № 1
Вязкость
Граница течения
№ п/п
[%]
Фильтрация
pH
пласт.
ηpl
поз.
ηs
YP
31
45
28
2,0
9,0
Xanthan gum
KMC HV
Крахмал пастами
KCl
Полиэтиленгликоль
Блокатор карбоната
Барит до 1,2 г/см3
шлам (миоцен)
0,05
0,9
1,5
5
4,0
7,0
2
Таблица № 1
+ гипохлорит
кальция
3
Таблица № 1
+ персульфат натрия
4
Таблица № 1
+ надкарбамид
0,3
0,5
1,0
0,3
0,5
1,0
0,3
0,5
1,0
24
20
15
23
22
20
11
10
8
34
27,5
19
32
29,5
27,5
14
11,5
9,5
20
15
8
18
15
15
6
3
3
2,0
2,0
3,4
2,4
2,8
3,2
2,4
3,0
14
8,6
8,2
8,0
9,0
8,6
8,2
8,4
8,2
8,1
5
Таблица № 1
+ амилаза
0,3
21
28,5
15
20
8,9
6
Таблица № 1
+ целлюлаза
0,3
31
45
28
2,0
8,9
1
5,0
Итоги
Для увеличения способности цементного камня прилипать к горной породе,
повышения качества осадка с данного бурового раствора., эффективности его
вымывания и предотвращения гидратации горных пород, составляющих стенку
скважины, надо применять промывочные жидкости, имеющие ингибирующие
свойства;
Каждый раз перед процедурой цементирования данной трубной колонны
реологические параметры скважинного раствора и свойства промывочный
жидкостей должны определяться на основании итогов лабораторных исследований
эффективности удаления осадков и воздействия на стенку скважины;
Еще одной мерой для получения большей плотности цементирования является
приведение бурового раствора после установки труб в скважине а еще до
цементирования, так чтобы жидкость легко удалялась промывочной жидкостью или
буферным раствором.
До обработки бурового раствора надо стремиться получить протекание
необработанного бурового раствора во всем объеме кольцевого пространства.
Подбор образа полоскания, производительности, объема, времени и взаимное
согласование параметров полоскания и реологии жидкости вытекает из технических
возможностей на данной скважине.
Выше описанная обработка бурового раствора на скважинах проводилась в 2005-2005
гг., принося значительное повышение степени выполнения кольцевого пространства
жидким раствором, что подтверждено итогами каротажа качества цементации (CBL).
Спасибо за ваше
внимание