Основные факторы, влияющие на качество цементирования скважин и характер их влияния

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»

Обновлено: Май 14, 2016 автором: admin
Поделитесь с друзьями: