Технологии тампонажа

При всем многообразии технологий тампонажа есть два основных способа цементирования: прямой и обратный. На их основе разработано огромное количество конкретных методик и технологий. На выбор влияет специфика геологического строения месторождения, а также свойства тампонажных материалов. Не последнюю роль играют трудоемкость и временные затраты.

Методика ступенчатого цементирования наклонно-направленных скважин (с малой высотой подъема тампонажной смеси на первой ступени) помимо резкого уменьшения репрессии на пласт, позволяет обработать буферной жидкостью каждую зону продуктивного пласта и закачивать в нее только необходимую тампонажную смесь. Специально для ступенчатого цементирования разработана проходная универсальная цементировочная муфта клапанного типа МЦП (модели 140С2, 146С2 и 168С2 разных размеров), поэтому разбуривать в эксплуатационной колонне цементировочные пробки и сформированный между ними цементный мост не требуется.

Селективно-манжетное цементирование создает обводной кольцевой канал в зоне продуктивного пласта, чем исключается контакт пласта с тампонажным раствором. Делится на 3 стадии: разобщение пласта от нижележащих пластов-коллекторов; разобщение пласта от вышерасположенною заколонного пространства пакером; манжетное цементирование скважины над пластом с использованием проходной цементировочной муфты типа МЦП и заколонного проходного гидравлического пакера типа ППГУ. Извлечение цементировочных пробок после установки скважинного фильтра проходит без разбуривания, под упорным воздействием спускаемых в скважину насосно-компрессорных труб.

Казахстанская компания Oil Technology Overseas разработала технологию бурения и вскрытия нефтегазовых пластов с применением собственного гидроакустического генератора «Вихрь-1» (для оптимизации работы бурового долота с одновременной кольматацией стенок скважины). «Вихрь-1» создает на забое гидроакустическое поле с частотой волн 1–16 кГц амплитудой 1,5–1,6 МПа, интенсивностью излучения 0,05–18 Вт/смІ, что позволяет кольматировать стенки скважины и избежать проникновения биофильтрата бурового раствора в продуктивный пласт. Возможна одновременная гидроакустическая обработка (частота 1–20 кГц, амплитуда до 10 МПа) цементного раствора, улучшающая его реологические свойства.

ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» внедряет инструмент селективного заканчивания скважины ИСЗС. Оборудование позволяет изолировать каждый пласт от контакта с цементным раствором во время цементирования скважины и избежать взаимных перетоков. Изоляция продуктивных пластов от водяных достигается установкой на каждом продуктивном пласте сверху и снизу двух наливных пакеров, снабженных байпасными проходами для движения цементного раствора мимо пласта.

Признанный лидер в области изоляции продуктивных пластов, компания Halliburton, предлагает системы цементирования «Deep Water Flo-Stop», «ZoneSeal» и «DrillAhead Process», а также относительно новую технологию WellLifeSM Service, предназначенную для долгосрочной изоляции продуктивных зон в сложных условиях, встречающихся в наклонно-направленных, горизонтальных и др. скважинах. Из оборудования предлагаются, например, цементировочные пробки High Wiping Efficiency (HWE). Кстати, цементирование скважин ведет историю с 1924 г., когда Эрл П. Хэллибёртон представил струйную мешалку JET Mixer.

Контроль процесса цементирования скважины

Процесс цементирования скважины контролируется особой станцией – комплексом технических и программно-аппаратных средств.

Рис. 2. Аппаратура контроля цементирования «Мега-Тампонаж».

Отслеживаются параметры: давление в подающей линии; плотность, температура и расход закачиваемой жидкости; объем жидкости по циклам закачки и ее суммарный объем. В техническую часть входят (минимально): преобразователь расхода; термоманометр; плотномер; контроллер сбора данных; инструмент для монтажных работ. Программно-аппаратная часть состоит из бортового компьютера, обеспечивающего прием и обработку информации, и плоттера (либо принтера). Программное обеспечение дает представление результатов измерений и обработки в удобной графической форме на экране монитора; накапливает и хранит первичную информацию в реальном времени; формирует отчетные документы о процессе цементирования.

РИР: конкуренция усиливается

Неблагоприятная экономическая ситуация может скорректировать инвестиционные планы нефтедобывающих компаний по освоению новых месторождений. Как уже говорилось, это приведет к уменьшению спроса на работы по цементированию скважин.

С другой стороны, некоторые виды сервисных услуг, такие как капитальный ремонт, ремонтно-изоляционные работы, будут по-прежнему востребованы – конкурентная борьба за низкобюджетные сегменты усилится. От сервисных компаний ситуация потребует не только ценовой, но и технологической гибкости. Актуален универсальный подход, то есть способность предложить технологию, оптимальную для конкретных условий действующего месторождения. В сервисной практике немало случаев, когда типовые технологии РИР, предлагаемые сервисными компаниями, не в состоянии обеспечить скважине требуемые параметры.

Несколько лет назад РИР по ликвидации газоперетоков на скважинах Северо-Комсомольского месторождения традиционными технологиями, включающими закачку фильтрующихся тампонажных составов различного состава с заключительным цементированием, выполненные специалистами ООО «Global Resource» и ОАО «Oil Technology Overseas», не принесли положительного результата.

Сложность строения залежи высоковязкой нефти Северо-Комсомольского месторождения, высокие значения неоднородности и расчлененности, низкие значения эффективных нефтенасыщенных толщин (в среднем 4 м), высокая вязкость пластовой нефти (до 350 МПа*с и выше) обусловливают необходимость дифференцированного подхода к РИР на каждой скважине. Группой специалистов ОАО «РосНИПИтермнефть», ОАО НПО «Роснефть-Термнефть», ООО НПФ «Нитпо» предложен ряд изменений в технологические схемы РИР для повышения качества работ (подробнее – http://www.nitpo.ru/science/ourworks/article12.html).

Основные особенности адаптированной технологии:

1. Многоэтапная закачка фильтрующихся составов при ликвидации заколонных перетоков.

2. При закачке оторочки воды в газонасыщенный интервал необходимо предусмотреть:

— предварительную гидрофобизацию и крепление призабойной зоны газонасыщенного интервала;

— загущение первых 100–200 м³ буферной воды закачиваемой в газонасыщенный пласт;

— между порциями воды 30–50 м³ закачивать 5–10 м³ раствора гидрофобизатора;

— предварительная закачка гидрофобизаторов перед созданием изоляционного экрана.

3. Проведение предварительных работ по креплению призабойной зоны нефтенасыщенного интервала с предварительной намывкой пропанта в образовавшиеся каверны.

4. Обязательное применение пакерующих устройств при проведении кислотных обработок и закачке изоляционных составов через спецотверстия.

5. Применение изолирующих составов на неводной основе для уменьшения размыва пластов.

6. Реализация технологии создания изоляционных экранов в источниках водо- газоперетоков, в т.ч. сложных экранов через 2–3 интервала спецперфорации.

7. Привлечение средств математического моделирования при проектировании технологии РИР.

8. Устанавливать изоляционные экраны до освоения скважины, как в водонасыщенной, так и в газонысыщенной зонах, через спецотверстия до перфорации основного нефтенасыщенного пласта.