Крепление скважин

Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливанием обсадной колонны на глубину до 0,8 - 1,2 м в пласт глины мощностью не менее 2,5 - 3,0 м; по способу с нижней пробкой, когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в затрубное пространство самой обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой; в этом случае в нижнюю трубу набивают глину, над ней помещают пробку, с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости.

Преимущество метода тампонирования глиной состоит в  том, что после завершения всех работ  в скважине обсадная колонна может  быть освобождена и извлечена  для последующего использования.

Цементирование скважин  является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважин.

Обеспечение качественного  цементирования скважин позволяет  резко увеличить долговечность  скважин и срок добычи безводной  продукции.

Существующая отечественная  цементировочная, техника, технологическая оснастка, тампонажные материалы позволяют обеспечить качественное крепление скважин при выполнении следующих условий:

• Неуклонного выполнение требований технологического регламента крепления скважин;
• Соблюдения технологической дисциплины тампонажной бригадой;
• Высокой квалификации тампонажной бригады;
• Использование качественных тампонажных материалов;
• Составления паспортов крепления скважин с учетом полного фактора горно-геологических условий крепления;

При существующей технике  и технологии крепления скважин повышения качества цементирования возможно за счет:

• получения и использования достоверной геофизической информации по состоянию ствола скважины;
• правильного подбора промывочной жидкости в процессе бурения с целью уменьшения кавернообразования;
• правильного выбора буферной жидкости;
• обеспечения турбулентного режима течения тампонажного раствора в затрубном пространстве при закачке;
• жесткого контроля за параметрами цементного раствора в течении всего периода цементирования;
• использования высокоэффективного селективно-манжетного цементирования при цементировании водоплавающих залежей и малой мощностью непроницаемых глинистых перемычек;
• очистка застойных зон от бурового раствора при проработке ствола скважины струйными кольмататорами.

 

 

9.6. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

 

Основные осложнения при креплении  скважин следующие:

• недоподъем тампонажного раствора;
• межпластовые перетоки;
• флюидопроявления;
• недоспуск колонн.

Если недоподъем раствора или недоспуск колонн в целом  связан с нарушение технологического регламента при креплении, то межпластовые перетоки и флюидопроявления требуют изменения технологии крепления скважин и применение других тампонажных материалов, повышения качества геофизического исследования скважин.

Анализ осложнений показывает, что вследствие неправильного определения ВНК около 38% скважин содержит обводненную продукцию; 29 % осложнений связано с поглощением тампонажного раствора и как следствие недоподъемом цементного раствора, на межпластовые перетоки приходится около 15-25%, флюидопроявления – 5 % и 5-13 % связано с недоспуском колонн.

Восстановление герметичности  заколонного пространства требует  значительных затрат.

Так, например, затраты  на ликвидацию межпластовых перетоков  составляют в среднем 15% от стоимости  скважины при продолжительности ремонтных работ превышающих время строительство самой скважины. Все указанные выше причины некачественного крепления скважин резко снижают их долговечность.

Производственный опыт показывает, что при долговечности  скважин Т_с = 10 лет теряется до 75 % доступных к извлечению запасов, от 10 до 20 лет – 25-50 5, и при Т_с ≥30 лет всего лишь 10-15 %. В связи с этим качество крепления скважин имеет актуальное значение.

 

9.7. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ  НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ 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 75ºС обеспечивает увеличение прочности цементного камня в течении всего периода твердения. Увеличение температуры до 110ºС 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 Ø 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

Одна из основных причин неудовлетворительного  цементирования – наличие толстой фильтрационной корки на стенках скважины и обсадных труб. Тампонажный раствор в турбулентном режиме способен вытеснять до 95 % бурового раствора, но неспособен удалить глинистую корку. Доказано, что даже при скорости 3 м/с глинистая корка не удаляется. 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.

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.

С отфильтровыванием  части жидкости затворения в проницаемые  породы и усадкой цементного камня  связано возникновение 80 % микрозазоров размером 0,07-0,14 мм.

Существенное влияние  оказывает изменение давления за колонной в процессе ОЗЦ, связанное с опережающим схватыванием цементного раствора против хорошо проницаемых пластов.

Отрицательное влияние  оказывает подогрев продавочной  жидкости, воды затворения и тампонажного раствора. Для предупреждения 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;
• вторичное вскрытие пласта взрывными перфораторами.

Качество  формируемого цементного камня