содержание   ..  1  2  3   ..

1. Геолого-технические условия применения водоизоляционных композиций на основе модифицированных цементов

   1. Сеноманские залежи месторождений Западной Сибири представляют собой чередование песчаных и алевролито-глинистых пластов с различной фациальной изменчивостью. Проницаемость коллекторов сеноманских залежей изменяется от 100·10-3 до

      6000·10-3 мкм2, пористость – от 25 % до 40 %.

   2. Валанжинские отложения на месторождениях Западной Сибири представлены среднеи мелкозернистыми песчаниками и алевролитами.

      Проницаемость коллекторов валанжинских отложений изменяется в широких пределах: проницаемость – от 1·10-3 до 500·10-3 мкм2, пористость – от 9 % до 21 %.

      
       

2. Технические характеристики применяемых материалов, реагентов и оборудования

   1. Для изоляции пластовых вод в газовых скважинах при пластовых давлениях ниже гидростатического рекомендуется применять облегченные тампонажные составы на основе портландцемента ПЦТ 1-50 по ГОСТ 1581 плотностью 1300 кг/м3, стабилизированные и пластифицированные, например, реагентом «Полипласт СП-1» по ТУ 5870-005-58042865-2005 [2] или аналогичным реагентом и модифицированные добавкой микрокремнезема, например, Мк-85 по ТУ 5743-048-02495332-96 [3] или добавкой с аналогичными свойствами.

Модифицированная тампонажная сухая смесь содержит портландцемент ПЦТ 1-50 в количестве 60 % (по массе) и микрокремнезем конденсированный в количестве 40 % (по массе).

1. Для регулирования времени загустевания и сроков схватывания при температуре испытания 20 С в качестве жидкости затворения модифицированного тампонажного состава рекомендуется применять водный раствор CaCl2 (плотностью 1065 кг/м3) по ГОСТ 450.

2. Для снижения фильтрации модифицированного тампонажного состава рекоменду-

   ется использовать понизитель водоотдачи в количестве 0,8 % (по массе) от жидкости затворения, например, натросол 250 EXR по ТУ 2231-001-21095737-2005 [4] или аналогичный реагент.

3. Для регулирования реологических характеристик, уменьшения вязкости и предельного напряжения сдвига модифицированного тампонажного состава рекомендуется применять пластификатор в количестве 2 % (по массе) от жидкости затворения, например, суперпластификатор «Полипласт СП-1» по ТУ 5870-005-58042865-2005 [2] или аналогичный реагент.

4. Учитывая возможность воздействия на камень облегченного модифицированного состава дополнительных деформаций растяжения-сжатия, следует предусматривать ввод в состав раствора армирующих добавок в количестве 0,04 % (от массы сухой смеси). В качестве армирующей добавки рекомендуется применять полипропиленовые волокна, например, Ф-1 по ТУ 2272-001-44340211-2000 [5] или компоненты с аналогичными свойствами.

1. Для изоляции пластовых вод в газовых скважинах при пластовых давлениях, равных гидростатическому или выше, рекомендуется применять тампонажные составы плотностью 1810 кг/м3 на основе ПЦТ 1-50 по ГОСТ 1581 в количестве 98 % (по массе), стабилизированные и пластифицированные, например, реагентом «Полипласт СП-1» по

   ТУ 5870-005-58042865-2005 [2] или аналогичным реагентом, модифицированные добавкой микрокремнезема в количестве 2 % (по массе), например, Мк-85 по ТУ 5743-048-02495332-96 [3] или добавкой с аналогичными свойствами.

   1. Для снижения фильтрации модифицированных тампонажных составов рекомендуется использовать понизитель водоотдачи в количестве 0,8 % (по массе) от жидкости затворения, например, натросол 250 EXR по ТУ 2231-001-21095737-2005 [4] или аналогичный реагент.

   2. Для регулирования реологических характеристик модифицированного тампонажного состава при температуре от 20 С до 30 С рекомендуется применять пластификатор в количестве 0,5 % (по массе) от жидкости затворения, например, суперпластификатор «Полипласт СП-1» по ТУ 5870-005-58042865-2005 [2] или аналогичный реагент.

2. Для изоляции пластовых вод в газоконденсатных скважинах рекомендуется применять тампонажные составы на основе портландцемента ПЦТ 1-100, стабилизированные и пластифицированные регуляторами реологических свойств, например, Окзил-СМ по ТУ 2454-335-05133190-2004 [6] или добавкой с аналогичными свойствами, модифицированные добавкой микрокремнезема, например, Мк-85 по ТУ 5743-048-02495332-96 [3] или добавкой с аналогичными свойствами.

   Модифицированная тампонажная сухая смесь содержит портландцемент ПЦТ 1-100 в количестве 98 % (по массе) и микрокремнезем конденсированный в количестве 2 % (по массе).

   1. Для регулирования времени загустевания и сроков схватывания при температуре испытания 75 С в качестве жидкости затворения модифицированного тампонажного состава рекомендуется применять воду.

   2. Для регулирования реологических свойств рекомендуется применять пластификатор в количестве 0,4 % (по массе) от жидкости затворения, например, Окзил-СМ по ТУ 2454-335-05133190-2004 [6] или аналогичный реагент.

   3. Для снижения фильтрации рекомендуется применять понизитель водоотдачи в количестве 0,8 % (по массе) от жидкости затворения, например, натросол 250 EXR по ТУ 2231-001-21095737-2005 [4] или аналогичный реагент.

3. Стабилизированные и пластифицированные тампонажные составы, модифицированные добавкой микрокремнезема, рекомендуется готовить в следующем порядке:

   • смешать портландцемент ПЦТ и микрокремнезем в смесительной машине, например, 2СМН-20, сухую смесь хорошо перемешать;

   • добавить в полученную сухую смесь армирующую добавку, например, полипропиленовые волокна Ф-1, и вновь хорошо перемешать;

   • провести двухразовую перебункеровку для получения однородной сухой смеси из одной смесительной машины в другую;

     Примечание – Приготовление сухой смеси допускается проводить в условиях базы производственного обслуживания или на устье скважины.

   • приготовить раствор СаС12 плотностью 1065 кг/м3 с помощью цементировочного агрегата, например, УНП 2-32040 или УНУ 16040;

     Примечание – Расчетное количество СаСl2 первоначально растворяется в небольшом объеме воды в мернике цементировочного агрегата, а затем разбавляется водой и доводится до плотности 1065 кг/м3.

   • растворить в растворе СаС12 пластификатор, например, «Полипласт СП-1» или

     «Окзил-СМ» при перемешивании в течение не менее 15 мин;

   • добавить в полученный раствор понизитель водоотдачи, например, натросол 250 EXR и продолжить растворение в течение не менее 20 мин;

   • приготовить тампонажный раствор подачей сухой смеси из смесительной машины в

     приготовленный раствор СаС12 с пластификатором и понизителем водоотдачи, находящийся в цементировочном агрегате, в течение не менее 3 мин.

4. Рекомендуемая температура тампонажного раствора в зимнее время не более 20 С.

   Зависимость температуры тампонажного раствора от температуры окружающей среды и жидкости затворения приведена в таблице 6.1 [7].

5. Физико-механические свойства модифицированных тампонажных составов и камня при температуре 20 С и 75 С приведены в таблице 6.2.

6. При проведении работ по изоляции водопритока с применением модифицированных тампонажных составов рекомендуется применять цементировочные агрегаты типа УНП2-32040, УНУ-16040 и смесительную машину 2СМН-20, технические характеристики которых приведены в приложении Б, либо их аналоги.

Таблица 6.1 – Зависимость температуры жидкости затворения от температуры окружающей среды

Таблица 6.2 – Характеристики модифицированных тампонажных составов и камня

1. Технико-технологические решения по изоляции притока пластовых вод водоизоляционными композициями на основе модифицированных цементов

   
    

   1. Подготовительные работы

      1. Перед проведением работ по изоляции притока пластовых вод модифицированными тампонажными составами в соответствии с СТО Газпром РД 2.1-140 следует:

         • транспортировать оборудование и бригаду КРС на скважину;

         • провести анализ геолого-технического состояния скважины;

         • провести ГИС в соответствии с РД 153-39.0-072-01 [8] с целью определения интервала и характера притока пластовых вод;

         • определить профиль притока в скважине;

         • установить емкостной парк;

         • смонтировать ФЛ, задавочную линию (при необходимости);

         • разместить цементировочные агрегаты, провести их обвязку;

         • опрессовать задавочную линию на полуторакратное, а ФЛ – на 1,1 от максимально ожидаемого давления на устье в соответствии с ПБ 08-624-03 [1];

         • приготовить необходимый объем жидкости глушения и блокирующую композицию;

         • заглушить скважину, если она не была заглушена;

         • заблокировать интервал перфорации блокирующей композицией;

         • оставить скважину на технологический отстой не менее чем на 12 ч в соответствии с СТО Газпром РД 2.1-140;

         • смонтировать специальную технику (ППА и др.) и оборудование на устье скважины по схеме, приведенной в приложении В;

         • демонтировать елку ФА, смонтировать ПВО;

         • определить приемистость пласта (при низкой приемистости следует провести работы по ее увеличению, при поглощении жидкости – по снижению приемистости);

         • извлечь из скважины лифтовую колонну;

           Примечание – В процессе спуска и подъема труб осуществляется контроль за уровнем рабочей жидкости в скважине.

         • приготовить расчетные объемы модифицированных тампонажных составов (расход реагентов на приготовление 1 м3 приведен в приложении Г), а также расчетные объемы буферной и продавочной жидкостей.

   2. Изоляция притока пластовых вод в газовых скважинах

      1. Изоляцию притока пластовых вод в газовых скважинах рекомендуется проводить в следующей последовательности:

         • спустить колонну НКТ или промывочных труб (в дальнейшем – колонну труб) до кровли обводненного интервала продуктивного пласта со скоростью не более 0,5 м/с;

         • при закрытом затрубном пространстве закачать через колонну труб в скважину технологические растворы в следующей последовательности:

         а) расчетный объем технологической жидкости, например, ВМР, для повышения динамического уровня жидкости в скважине (при необходимости);

         б) нижнюю пачку буферной жидкости, например, ВМР;

         в) расчетный объем модифицированного тампонажного состава;

         г) верхнюю пачку буферной жидкости в объеме, равном суммарному объему колонны труб и нагнетательной линии;

         • в стволе скважины в интервале изоляции притока пластовых вод установить цементный мост из модифицированного тампонажного состава высотой не менее 2 м выше ГВК;

         • приподнять колонну труб над цементным мостом на высоту не менее 50 м;

         • провести срезку излишков цементного раствора и промывание колонны труб от остатков модифицированного тампонажного состава;

         • закрыть скважину на ОЗЦ (время ОЗЦ в соответствии с СТО Газпром РД 2.1-140 устанавливается по данным лабораторных исследований модифицированного тампонажного состава);

         • провести доспуск колонны труб для определения местоположения головы цементного моста;

         • провести испытание цементного моста на прочность разгрузкой колонны труб весом не более 30 кН в соответствии с СТО Газпром РД 2.1-140;

         • провести промывание скважины не менее двух циклов;

         • при необходимости после завершения периода ОЗЦ доразбурить цементный мост до глубины не менее чем на 2 м выше ГВК;

         • при необходимости провести шаблонирование эксплуатационной колонны, промывание, проработку скребком и последующее промывание скважины;

         • при необходимости провести повторную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта.

           Примечание – Для предотвращения разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной перфорация проводится в щадящем режиме, например, методом гидропескоструйной перфорации, щелевой разгрузкой и т.д.;

         • провести восстановление продуктивности пласта обработкой ПЗП фтороводородной кислотой;

         • провести вызов притока из пласта, отработать скважину на факельное устройство в соответствии с СТО Газпром РД 2.1-140.

      2. В сильно дренируемых участках залежи рекомендуется в интервале перфорации установить цементный мост, а после завершения периода ОЗЦ разбурить его, оставив цементное кольцо, перекрывающее интервал перфорации и препятствующее дальнейшему загрязнению ПЗП.

         Далее следует провести изоляцию притока пластовых вод в обводненной части продуктивного пласта по 7.2.1 с обязательной повторной перфорацией и кислотной обработкой интервала перфорации в газоносной части продуктивного пласта в соответствии с СТО Газпром 2-3.3-080.

         После проведения водоизоляционных работ следует провести вызов притока из пласта и отработку на факельное устройство до выхода скважины на рабочий режим в соответствии с СТО Газпром РД 2.1-140.

      3. В условиях АНПД изоляцию притока пластовых вод рекомендуется проводить с использованием безмуфтовой длинномерной трубы установкой цементных мостов из моди-

         фицированных тампонажных составов с добавлением компонентов, снижающих вязкость и текучесть.

      4. Объем и плотность модифицированного тампонажного состава и продавочной жидкости следует контролировать с помощью станции контроля, например, СКУПЦ-К.

      5. Изоляцию притока пластовых вод в газовых скважинах рекомендуется проводить модифицированными тампонажными составами, указанными в таблице 6.2, и применять:

• состав 1 для высокопроницаемых пластов с низкими пластовыми давлениями;

• состав 2 для сильно дренированных пластов;

• состав 3 для низкопроницаемых пластов с гидростатическим пластовым давлением.

содержание   ..  1  2  3   ..