Цементирование скважин

- закачку его в скважину,

- подачу тампонажного раствора в затрубное пространство,

- ожидание затвердения закачанного материала,

- проверку качества цементировочных работ.

Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим  расчетом.

      Существует несколько  способов цементирования. Они различаются  схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:

- раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);

- тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).

     В промышленных масштабах  применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное  пространство продавливают весь тампонажный  раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают  продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию.

      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;

- 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.

 

 3.2 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 Тс = 10 лет теряется до 75 % доступных к извлечению запасов, от 10 до 20 лет – 25-50 5, и при Тс ?30 лет всего лишь 10-15 %. В связи с этим качество крепления скважин имеет актуальное значение.

 

3.3 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 75С 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, 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.

     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.

      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;

-тиспользование расширяющихся тампонажных материалов;

- опрессовка колонн сразу после окончания цементирования;

- установка пакеров.

      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,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

1. После последнего долбления, при котором скважина достигла проектной глубины - производится интенсивная промывка скважины (2-3 цикла) с очисткой бурового раствора.

2. Параметры бурового раствора приводятся к проектным.

3. При подъёме инструмента, производится его контрольный перемер.

4. Производится контрольный замер комплексом геофизических исследований.

5. Производится комплекс гидродинамических исследований - для проверки ствола на герметичность или на возможность поглощений. Проводится с помощью: ГМП - гидромеханический пакер, это устройство спускаемое на БТ.

6. При спуске обсадных колонн с установленным обратным (или двумя) клапаном необходимо, чтобы происходило систематическое заполнение ее промывочной жидкостью. Допустимое опорожнение колонны устанавливается планом работ по креплению скважин. Следует всегда учитывать, что при сломе обратного клапана в большинстве случаев сминается спускаемая обсадная колонна, в результате чего скважина может быть ликвидирована.

7. При спуске обсадных колонн больших диаметров (273 мм и более) существует опасность навинчивания резьбы через нитку. В этом случае происходит срез части ниток резьбы и уменьшение прочности соединения, в результате чего возможен обрыв и падение на забой части колонны, находящейся ниже этого соединения. Иногда обрыв колонны происходит в процессе цементирования. В связи с указанным необходимо тщательно контролировать правильность навинчивания каждого резьбового соединения. При спуске колонны диаметрами более 219 мм рекомендуется первые три-четыре нитки навинчивать вручную.

8. При нарушении принципа подбора вяжущих веществ в соответствии с конкретными условиями в скважине вследствие смешивания цементирующих веществ различных партий, а также смешивания веществ различных типов исполнителями работ может произойти преждевременное схватывание раствора в процессе цементирования, что вызывает недоподъем его на заданную высоту, необходимость разбуривания больших цементных стаканов и проведение ремонтных цементирований с затратой значительных средств и времени.

6. Обычно в процессе  спуска колонны с целью проверки  внутреннюю полость труб шаблонируют. Для предупреждения упуска шаблона в колонну необходимо выделять специально ответственное лицо из числа рабочих вахты и иметь в работе только один шаблон. При упуске шаблона в колонну, как правило, поднимают на поверхность уже спущенные в скважину трубы.

7. В ряде случаев недоспуск обсадных колонн является следствием их длительного спуска. При этом обычно в нижней части ствола скважины вследствие обвалов и осыпи горных пород происходят осложнения. Можно легко установить время, в течение которого скважина бурится без осложнений в стволе, оставленном без промывки. Для этого следует проанализировать поведение ствола после проведения спуско-подъемных операций: интервалы посадок колонны и проработок в зависимости от времени между очередными промывками.