Рубрика: Вопросы и ответы

Ответ на вопрос: «Основные факторы, влияющие на качество цементирования скважин и характер их влияния»

Основные требования к свойствам тампонажного раствора

Плотность должна обеспечивать:
• недопущение проявления пластового флюида и гидроразрыва пласта.

Реологические свойства должны обеспечивать:
• Подвижность раствора, достаточную для закачки раствора в интервал цементирования;
• Недопущение гидроразрыва пласта при циркуляции;
• Своевременное схватывание раствора.

Водоудерживающие свойства должны обеспечивать:
• Хорошую седиментационную устойчивость суспензии;
• Оптимальную фильтратоотдачу суспензии, для недопущения несвоевременного раннего схватывания;
• Низкую проницаемость суспензии в процессе гидратации.

Цементный камень должен иметь:
• Хорошее сцепление с породой и стенкой обсадной колонны;
• Хорошую долговременную прочность и упругость;
• Низкую проницаемость;
• Безусадочность.

(а) Прочность цемента на сжатие

Прочность на сжатие зависит от содержания воды в растворе, времени выдержки, температуры и давления. Время схватывания цементного раствора может контролироваться химическими присадками.

(б) Время загустевания цементного раствора

Время загустевания цементного раствора — это время в течение которого цементный раствор может прокачиваться в затрубное пространство. Оно определяется в лаборатории для конкретного цемента и равно времени жидкого состояния раствора, которое служит критерием сравнения различных цементов. Таким образом, основным показателем времени загустевания является вязкость.

В общей сложности 2-3 часа достаточно для того, чтобы завершить все операции по цементированию. Общая продолжительность операции цементирования не должна превышать 75 % от времени начала загустевания цементного раствора. Необходимо помнить, что в процессе закачки цементного раствора, возможно, его загрязнение буровым раствором, пластовыми флюидами. Это может значительно отразится на параметрах цементного раствора, в частности на его вязкости. А это в свою очередь повлияет на прокачиваемость.

(в) Плотность цементного раствора

Стандартные плотности цементного раствора могут изменяться для выполнения операций при индивидуальных требованиях (например: пласт с низкой прочностью может не выдержать гидростатическое давление цементного раствора, чья плотность приблизительно равна 1,8 г/см³).

(г) Водоотдача

Процесс усадки цементного раствора — это результат гидратации цемента. За счёт гидратации происходит фильтрация воды в пласт. Количество допускаемой водоотдачи зависит от типа цементирования и состава цементного раствора.

(д) Коррозийная стойкость

Пластовая вода содержит определенные коррозийные элементы, которые могут вызвать повреждение цементного покрытия. Два компонента, которые как правило, содержатся в пластовых водах это сульфат натрия и сульфат магния. Они будут вступать в реакцию с известью, образуя, гидроиды магния и натрия и сульфат кальция. Сульфат кальция реагирует с C₃A и образует сульфоалюминат, который вызывает расширение инарушение целостности цементного камня.

(е) Проницаемость

Однако если во время схватывания, происходит попадание в цемент флюидов (например, проникновение газа), то цементный камень будет иметь более высокие диапазоны проницаемости (5… 10 Дарси).

К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:
• подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания;
• структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить быстро;
• цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;
• цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях.

В настоящее время номенклатура тампонажных цементов на основе портландцемента и шлака содержит:
1. тампонажные портландцемента для «холодных» и «горячих» скважин («холодный» цемент — для скважин с температурой до 50°С, «горячий» — для температур до 100°С, плотность раствора 1,88 г/см³);
2. облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4… 1,6 г/см³ на базе тампонажных портландцементов, а также на основе шлакопесчаной смеси (до температур 90… 140°С), в качестве облегчающих добавок используют глинопорошки или молотые пемзу, трепел, опоку и др.;
3. утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15 г/см³ на базе тампонажных портландцементов для температур, соответствующих «холодным» и «горячим» цементам, а также шлакопесчаной смеси для температур 90… 140°С (в качестве утяжеляющих добавок используют магнетит, барит и др.);
4. термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой 90… 140 и 140… 180°С;
5. низкогигроскопические тампонажные цементы, предназначенные для длительного хранения.

Регулируют свойства цементных растворов изменением водоцементного отношения (В:Ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации.

В практике бурения в большинстве случаев применяют цементный раствор с В:Ц = 0,4-0,5. Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью цементного раствора, верхний предел — снижением прочности цементного камня и удлинением срока схватывания.

К ускорителям относятся хлористые кальций, калий и натрий: жидкое стекло (силикаты натрия и калия): кальцинированная сода: хлористый алюминий. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют схватывание при низких температурах (до 40°С).

Замедляют схватывание цементного раствора также химические реагенты, такие как гидролизованный полиакрилонитрил, карбоксиметилцеллюлоза, полиакриламид., сульфит-спиртовая барда, конденсированная сульфит-спиртовая барда, нитролигнин.

Перечисленные реагенты оказывают комбинированное действие. Все они понижают фильтрацию и одновременно могут увеличивать или уменьшать подвижность цементного раствора.

Цемент на дизельном масле — смесь одного из базовых цементных классов и дизельного масла или керосина и поверхностно-активного вещества. У этих цементов неограниченное время застывания и застывание происходит только при наличии воды. Следовательно, они часто используются для блокирования обводнённых зон, где они абсорбируют и формируют плотный прочный цемент.

Выбор типа сухого цемента по гестатической температуре (по ГОСТ 1581-96)
• 15-50°С — для низких и нормальных температур, индекс 50
• 50-100°С – для умеренных температур, индекс 100
• 100С-150°С – для повышенных температур, индекс 150

Водоотдача раствора. С увеличением температуры концентрация понизителя водоотдачи повышается.

Прочностные характеристики. При повышенных температурах (более 100°С) нужно использовать кварцевую муку для предотвращения разрушения цементного камня под действием высокой температуры.

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 75°С обеспечивает увеличение прочности цементного камня в течении всего периода твердения. Увеличение температуры до 110°С приводит к снижению прочности с одновременным увеличением проницаемости цементного камня.

Другой причиной увеличения проницаемости цементного камня является усадка в процессе твердения.

На месторождении с АВПД наиболее опасны заколонные нефтегазопроявлення.

Дня их предупреждения необходимо:
• закачивание в скважину разнотемпературных пачек цементного раствора, отличающихся по времени схватывания на 2 ч, 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.

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.

Технико-технологические факторы

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

Общими мероприятиями по улучшению состояния контакта являются:
• снижения давления до атмосферного сразу после продавливания раствора;
• использование расширяющихся тампонажных материалов;
• опрессовка колонн сразу после окончания цементирования;
• установка пакеров;
• использование для разбуривания цементного камня лопастными долотами.

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.

Проверка результатов цементирования

При схватывании и твердении цементного раствора наибольшее количество тента выделяется в течение 5… 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

Акустический цементомер. Этот метод является широко используемым, так как он позволяет определить не только ВПЦ, а так же качество сцепления цемента. Прибор, генерирующий звуковые волны, спускается на кабеле, центрируется в скважине и затем начинает работать, отправляя и принимая импульсы. Время прохождения импульса до приемника и амплитуда возвратного импульса определяют силу сцепления цемента. Так как скорость звука в цементе выше скорости звука в породе или буровом растворе, то первые импульсы, полученные приемником, это импульсы, прошедшие через обсадную колонну. Высокая амплитуда говорит о низком качестве сцепления цемента. При хорошем сцеплении амплитуда угасает.

Применение метода гамма-гамма-каротажа (ГГК) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность метода ГГК заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикаторов.

Метод радиоактивных изотопов.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «Принципы расчета обсадной колонны на прочность при осевом растяжении для вертикальных скважин. В чем состоит специфика такого расчета колонн для наклонных и искривленных скважин?»

Стационарные нагрузки, действующие на обсадные колонны:
1) растяжение от собственного веса колонны труб;
2) сжатие при частичной разгрузке или установке колонны на забое скважины;
3) внешнее сминающее давление, создаваемое гидростатическим давлением столба жидкости в затрубном пространстве или горным давлением пород;
4) внутреннее избыточное давление, действующее в колонне труб при цементировании или фонтанировании скважин;
5) температурные напряжения, возникающие в эксплуатационной колонне при работе скважины (их действие на колонну регулируется величиной натяжения при обвязке колонн на устье).
— дополнительные осевые нагрузки, возникающие при спуске колонны обсадных труб и продавливании цементировочной пробки в процессе цементирования;
-силы трения, действующие при расхаживании колонны;
— нагрузки, вызванные кратковременными температурными напряжениями.

Двухосные и трехосные нагрузки

Можно показать, что осевая нагрузка может изменить величины разрывающей и сминающей нагрузок. При увеличении действующего на трубу растягивающего напряжения величина разрывающей нагрузки уменьшается, а сминающая нагрузка увеличивается.

[Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Москва, 1997 г.]

Обсадные колонны для наклонно-направленных и горизонтальных скважин, как и для вертикальных, рассчитывают на растягивающие нагрузки, внешнее и внутреннее избыточное давление с такими особенностями:
• запас прочности на растяжение выбирают с учетом интенсивности искривления ствола;
• при определении внешних и внутренних давлений положение характерных точек наклонно-направленных скважин определяют по их вертикальным проекциям;
• натяжение обсадной колонны рассчитывают только для верхнего вертикального участка наклонно-направленных скважин, а не для всего ствола, как для вертикальных скважин.

Страгивающую нагрузку, при которой напряжения в наиболее опасном сечении резьбового соединения достигают предела текучести, определяют в зависимости от типа резьбы. Обсадные колонны рассчитываются на избыточное внешнее и наружное давления по критическим давлениям, при которых напряжения в теле трубы достигают границы текучести.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «Принципиальна схема двухступенчатого цементирования с разрывом во времени. Когда применяют этот способ? Каковы его достоинства и недостатки?»

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности он позволяет:
• снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента;
• существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания;
• уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве;
• избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту. Подготовку скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше. После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке первой порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему первой ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая беспрепятственно проходит через заливочную муфту.

Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство. После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку второй ступени. Достигнув заливочной муфты, пробка садится во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте. Сигналом открытия отверстий является резкое падение давления нагнетания.

Существуют две разновидности способа двухступенчатого цементирования.

По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени — это так называемый способ непрерывного цементирования.

В другом случае после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например требуемое для схватывания раствора первой порции, такое цементирование называется двухступенчатым с разрывом. Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего интервала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном пространстве.

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается в заливочной муфте и под давлением смешает вниз втулку, которая перекрывает отверстия.

Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования цементного камня.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»