ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН - Бурение нефтяных и газовых скважин

Природная группа факторов: термобарические условия в скважине, тектонические нарушения, ФЕС коллектора и степень его неоднородности, положение продуктивных пластов по отношению к подошвенным и пластовым водам.

Влияние природных факторов оценено в настоящее время неполно в следствии сложности моделирования процессов, отсутствия аппаратуры и соответствующих методик.

Технико-технологические факторы:

    - состояние ствола скважины (интервалы проявлений и поглощений, кавернозность, кривизна и перегибы ствола, толщина фильтрационной корки); - конструкция обсадной колоны и состав технологической оснастки (величина зазора, длина и диаметр колонн, расстановка технологической оснастки); - тампонажные материалы (состав, физико-механические свойства коррозийная устойчивость тампонажного раствора (камня); - технологические параметры цементирования (объем и вид буферной жидкости, скорость восходящего потока, соотношения между реологическими показателями и плотностью вытесняемой и вытесняющей жидкостей, расхаживание и вращение колонн); -уровень технической оснащенности процесса цементирования.

Организационные факторы:

    - уровень квалификации членов тампонажной бригады; - степень соответствия процесса цементирования технологическому регламенту; - степень надежности цементировочной схемы.

Действие температур

Рост температуры с 20 до 75єС обеспечивает увеличение прочности цементного камня в течении всего периода твердения. Увеличение температуры до 110єС приводит к снижению прочности с одновременным увеличением проницаемости цементного камня. Другой причиной увеличения проницаемости цементного камня является усадка в процессе твердения, вследствии содержания в портландцементе до 60 % оксида кальция и последующего его выщелачивания гидрооксида кальция при его взаимодействии с кальцийсодержащими пластовыми флюидами.

На месторождении с АВПД наиболее опасны заколонные нефтегазопроявления. Для их предупреждения необходимо:

    - закачивание в скважину разнотемпературных пачек цементного раствора, отличающихся по времени схватывания на 2ч, обеспечивающее быстрое твердение нижней части столба цементного раствора и исключающее прорыв газа; - создание в затрубном пространстве избыточного давления сразу после окончания цементирования; - увеличение плотности бурового раствора до возможно максимальной величины; - использование многоступенчатого цементирования; - увеличение плотности жидкости затворения; - использование седиментационно устойчивых тампонажных материалов с ускоренным сроком схватывания; - создание плотной баритовой пробки, размещаемой между верхней и нижней порциями тампонажного раствора. Осаждение барита в период ОЗЦ приводит к образованию непроницаемой перегородки.

Расположение продуктивного пласта

При расстоянии между продуктивным и напорными горизонтами менее 10 метров приводит к преждевременному обводнению скважин, число таких скважин достигает 30 %.

Цементное кольцо выдерживает перепад давления до 10 МПа при толщине разобщающей перемычки более 5 м, при толщине такой перемычки меньше указанной величины необходима установка заколонных пакеров.

Эффективность крепления с использованием от одного до четырех пакеров показал опыт работ на Самотлорском, Федоровском, Суторминском и Лянторском месторождениях.

Процесс цементирования с использование пакеров предусматривает расширения уплотни тельного рукава пакера с герметизацией затрубного пространства перед открытием циркуляционных отверстий, через которую цементирую колонну выше пакера.

Практика применения заколонных пакеров показала, что их применение эффективно, если расстояние перфорации до водоносного пласта 3 м, а диаметр каверн не превышает 0,25 м.

При толщине разобщающей перемычки 3 м возникают сложности с установкой пакера, т. к. существующие методы контроля не обеспечивают точную установку пакера, обусловленные тем, что довольно трудно подсчитать удлинение колонны под действием растягивающих нагрузок и температуры, а также разного характера деформации при удлинении каротажного кабеля и бурильных труб. В среднем удлинение эксплуатационной колонны Ш 146 мм достигает 1 м на каждые 1000 метров.

Наибольшую сложность при качественном креплении скважин представляют тонко переслаивающие пласты с внутрипластовыми водами. В этом плане заслуживает внимание метод основанный на разнопьезопроводности водных и нефтяных пластов отличающихся друг от друга в 50 раз.

Для реализации этого метода в скважине после закачки расчетного количества тампонажного раствора плавно повышают давление над пластом путем частичного перекрытия заколонного пространства. Затем резко сбрасывают давление и оставляют на 0,3 ч. Через 1 мин. после сброса давления радиус гидродинамического возмущения в нефтяном пласте составил 2,8м, тогда как в водоносном - 21,5 м, если обусловило поступление цементного раствора в водоносные пропластки.

Технико-технологические факторы

Фильтрационная корка.

Одна из основных причин неудовлетворительного цементирования - Наличие толстой фильтрационной корки на стенках скважины и обсадных труб.

Тампонажной раствор в турбулентном режиме способен вытеснять до 95 % бурового раствора, но неспособен удалить глинистую корку. При механической очистки с помощью скребков иногда случаются поглощения или прихваты колонн, поэтому заслуживают внимание рекомендации не очищать корку, а упрочнять ее путем химической обработки или применения тампонажных растворов на полимерной основе, фильтрат которых способен отверждаться, упрочняя при этом корку. Однако такая технология не приемлема в ПЗП. Доказано, что даже при скорости 3 м/с глинистая корка не удаляется.

Кривизна и перегибы ствола

Качественное крепление наклонно-направленных скважин осложняется тем, что ствол всегда осложнен перегибами, желобными выработками, кавернами, осадками твердой фазы на нижней стенке ствола.

Указанные причины не позволяют качественно вытеснять буровой раствор, и даже применение центраторов не гарантирует соприкосновение обсадной колонны со стенками скважин с оставлением протяженных "защемленных" зон бурового раствора. 80 % микрозазоров размером 0,07-0,14 мм связано отфильтровыванием части жидкости затворения в проницаемые породы и усадкой цементного камия, существенное влияние оказывает изменение давления за колонной в процессе ОЗЦ, связанное с опережающим схватывание цементного раствора против хорошо проницаемых пластов. Отрицательное влияние оказывает подогрев продавочной жидкости воды затворения тампонажного раствора. Для возникновения осложнений рекомендуется использовать незамерзающие продавочные жидкости и минерализованные тампонажные растворы с пониженным водоцементным отношением.

Общими мероприятиями по улучшению состояния контакта являются:

    - снижения давления до атмосферного сразу после продавливания раствора; - ограничение мощности залпа перфоратора до 10 отверстий на 1 м, при большей мощности нарушается контакт на длине 10 м. и более, при этом давление в скважине при взрыве 10 зарядов ПСК 80 составляет 83,3 МПа, а при взрыве 58 зарядов ПСК - 105 - 278 МПа; - использование расширяющихся тампонажных материалов; - опрессовка колонн сразу после окончания цементирования; - установка пакеров; - использование для разбуривания цементного камня лопастными долотами.

Ликвидация таких зон возможных воздействием на них высоконапорных струй жидкости или использование эксцентриковых устройств.

Вращение и расхаживание колонны

В большинстве случаев эти технологические операции не проводятся вследствие отсутствия соответствующего оборудования, а также недостаточной прочности колонн. Для обеспечения безаварийного расхаживания прочность колоны должны рассчитываться с коэффициентом запаса прочности на растяжении равным 1,6 (без учета плавучести). Эффект вращения существенен при частоте вращения до 35 об/мин. При скорости подъема 0,2-0,3 м/с, и плавного спуска без рывков при скорости 0,4-0,5 м/с перед остановкой опасения разрыва обсадной колонны не обоснованы. Эффективность цементирования при расхаживании и вращении колонны увеличивается на 15-20 %, успешность на 90 %. Не рекомендуется вращение и расхаживания колонны при осложнениях ствола вызванных сужениями, резкими перегибами, большими азимутальными углами искривления, использовании утяжеленного бурового раствора.

Характеристика контакта цементного камня с колонной

Нарушение герметичности контакта - главная причина межпластовых перетоков. Причинами нарушения являются:

    - избыточное давление в колонне в период ОЗЦ; - состояние наружной поверхности обсадной колонны; - торичное вскрытие пласта взрывными перфораторами.

Качество формируемого цементного камня

Важным условием надежного разобщения пластов является предупреждение фильтрации пластового флюида через поровое пространство твердеющего раствора. Для этих целей предложены:

    - цементно-смолистая композиция (ЦСК) с добавкой смолы ТЭГ-1, обеспечивающих качество цементирования с близкорасположенными водоносными объектами; - цементно-латексный раствор стабилизированного ПАВ, обладающего повышенным (более чем в 3 раза) сопротивлением к гидравлическому разрыву, пригодным для крепления проницаемых горных пластов и пластов с внутрипластовыми водяными пропластками.

Буферные жидкости

Для повышения степени заполнения заколонного пространства тампонажным раствором важен правильный выбор типа и объема буферной жидкости.

Объем буферной жидкости зависит от времени контакта для эффективной очитки затрубного пространства и определяется как произведение:

Где Sз. п. - площадь затрубного пространства, м2;

Vв. п. - скорость восходящего потока, м/с (Vв. п. ? 1 м/с);

T - время контакта, с (t=420-480 с).

Анализ показывает, что время контакта играет существенную роль в эффективности цементирования. При времени контакта менее 7 мин в 50 % случае качество цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное цементирование.

Полноту вытеснения бурового раствора можно существенно увеличить, если в качестве буферной жидкости использовать нефть или дизельное топливо, для улучшения адгезионных свойств поверхностей сцепления необходимо после прокачивать небольшой (1-2 м2) объем соленовой воды. Добавление в буферную жидкость кварцевого песка с фракциями 0,2-0,8 мм в количестве 5-20 % (по массе) приводит к турбулизации потока даже при низких скоростях движения.

В условиях сероводородной и углекислой агрессии, а также нефтегазопроявлениях после промывки скважин ИБР хорошо зарекомендовала себя органоминеральная буферная жидкость (ОМБЖ). Состав на 1м3: 0,01т КМЦ; 0,01т сульфанола 50% концентрации; 0,35т флотореагента Т-66; 0,15 т бентонита; 1,3 т барита и 0,35 м3 воды. Плотность такой жидкости составляет 2,18 г/м3, условная вязкость 100-120 с.

Для исключения кольматации продуктивных зон рекомендуется буферная жидкость с вязкоупругими свойствами следующего состава и объема: 4 м3 1 % - ного раствора ПАА, 0,5 м3 флотореагента Т-66 и 0,1 м3 10 % - ного раствора сернокислого глинозема. Применение данной жидкости, по данным акустической цементометрии (АКЦ), показало хороший контакт цементный камень-колонна и улучшение фильтрационных свойств пласта.

Эффективность очистки затрубного пространства возрастает при использовании комбинированных жидкостей, закачиваемых последовательно. По схеме вязкоупругий разделитель-жидкость с высокой физико-химической активностью.

Технологические параметры цементирования

Определяющим фактором полноты замещения жидкостей в затрубном пространстве является - скорость восходящего потока и режим его течения. Последний оценивается обобщающим параметром Рейнольдса Re* .

Высокая степень вытеснения может быть достигнута и при низких скоростях течения при условии определенного соотношения реологических параметров контактирующих жидкостей. Турбулентный режим потока возможен при

Где ф0 - динамическое напряжение сдвига, Па;

С - плотность раствора, г/см3 .

При меньшем значении скорости потока существует структурный режим.

Существенное значение на степень вытеснения играет эксцентричность колонн, в наклонной под углом 30? скважине даже при скорости восходящего потока 3 м/с полнота вытеснения не превышает 70 %, а при скорости 0,4-0,7 м/с площадь цементного кольца составляет всего 40%.

Лучшее вытеснение бурового раствора происходит при меньшей разнице плотностей растворов, но при большей скорости закачивания тампонажного раствора.

Технологическая оснастка

Качество работ значительно повышается при совместном использовании центраторов и скребков, по некоторым данным в этом случае число ремонтных работ снижается с 60 % до 16%.

Анализ центрирующей способности центраторов для принятых на практике соотношений диаметров скважин и обсадных колонн показал, что если вследствие деформации диаметра центраторов уменьшается до диаметра долота, то эффективность их применения будет незначительна и образование застойных зон предупреждается при коэффициенте кавернозности не превышающим 1,1-1,3. Поэтому, для увеличения степени замещения цементный раствор необходимо прокачивать при высоких скоростях его течения, обеспечивая турбулентный режим.

Для упрощения технологической оснастки обсадных колонн и повышения их жесткости предложена конструкция центратора-турбулизатора, представляющий собой центратор, у которого планки относительно их средней части развернуты во взаимно противоположные стороны, что обеспечивает турбулизацию потока.

На практике число элементов технологической оснастки не превышает 50, хотя для качественного цементирования их число должно быть в 2 раза больше.

Похожие статьи




ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН - Бурение нефтяных и газовых скважин

Предыдущая | Следующая