Задача и способы цементирования скважин.

Разобщение пластов при существующей тех­нологии крепления скважин — завершающий и наиболее от­ветственный этап, от качества выполнения которого в значи­тельной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобшением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство |т.е. в пространство за обсадной ко­лонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результа­те отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то для обозначения работ по разобщению использу­ется термин "цементирование".

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цемент­ному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колон­ной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве гор­ных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внеш­него давления.

Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.

Цементирование включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважи­ну, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и 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, то способ называется одноступенчатым (од-ноцнкловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособления­ми (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампо-иажиыи раствор в затрубиос пространство поинтервально на разной глубине, то способ цементирования называется много­ступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее рас­пространенный способ многоступенчатого цементирования — цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда воз­никает необходимость не допустить проникновения тампонажиого раствора в нижнюю часть обсадной колонны, распо­ложенную в интервале продуктивного пласта; тогда этот ин­тервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, уста­новленной на обсадной колонне. Этот 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 обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой 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.

Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практического опыта и совершенствова­лась с использованием достижений науки и техники. На со­временном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типо­вые схемы организации процесса цементирования. В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средства­ми и опыта проведения цементировочных работ в данном районе.

Применяемая технология должна обеспечить: цементирова­ние предусмотренного интервала по всей его протяженности; полное замещение промывочной жидкости тампонажным рас­твором в пределах цементируемого интервала; предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости; получение цементного камня с необходимыми ме­ханическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементно­го камня с обсадной колонной и стенками скважины.

При разработке технологии цементирования для конкрет­ных условий прежде всего подбирают способ. Он должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного интервала,а ес­ли есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обсадной колонне.

Исследованиями установлено, что наиболее полное заме­щение промывочной жидкости происходит при турбулент­ном режиме (98 %), худшие показатели (42 %) получают при структурном режиме. Для наиболее полного замещения про­мывочной жидкости рекомендуется ряд мероприятий:

тщательное регулирование реологических свойств промы­вочной жидкости, заполняющей скважину перед цементиро­ванием, с целью снижения вязкости и статического напряже­ния сдвига до минимально допустимых значений;

нагнетание тампонажного раствора в затрубное простран­ство со скоростями течения, обеспечивающими турбулент­ный режим;

применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора;

расхаживание или вращение обсадной колонны при пода­че тампонажного раствора в затрубное пространство;

применение полного комплекса технологической оснастки обсадной колонны.

При разработке технологии подбирают тампонажный материал, рецептуру и свойства тампонажного раствора, определяют режим закачки и продавливания тампонажного раствора, суммар1гую продолжительность цементировочных работ и промежуток времени, необходимый для формиро­вания в затрубном пространстве цементного камня с доста­точной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.

Цементирование обсадной колонны можно представить как цепочку ряда процессов и операций: подготовка ствола скважины к цементированию; цементирование затрубного пространства (приготовление и закачка тампонажного раствора в скважину, продавливание цементного раствора в затрубное пространство); ожидание затвердения цемента |ОЗЦ): при цементировании кондуктора ОЗЦ обычно длится 5—8 ч, при цементировании промежуточных и эксплуата­ционных колонн — от 1 до 24 ч; проведение контрольных замеров для определения качества цементирования, испытание обсадной колонны на герметичность, разбуривание цементного стакана в колонне, проверка герметичности изо­ляции затрубного пространства.

 

Контрольные вопросы:

1.Когда возникает нагрузка растяжения?

2. Что такое внутренние и внешнее давление?

3. Расскажите технологию цементирования?

 

Литература

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. —: Недра, 1993.

2. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

4.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

5.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

6. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. — М: Недра, 1993.

7.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.

 

Лекция 16

Тема: Освоение нефтяных и газовых скважин.

План: 1. Подготовка скважин к освоению.

2. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.

3. Виды перфорации и их эффективность.

Подготовка скважин к освоению.

ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗООБРАЗНЫХ АГЕНТОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН АЗОТОМ

Применение газообразных агентов — наиболее перспективное направление развития методов снижения уровня в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регу­лирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообраз­ные агенты могут обеспечивать быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или медленное и плавное снижение давления в скважи­не, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фон­танирования и др.

Сначала в качестве газообразных агентов повсеместно применяли воз­дух. Однако практикой освоения и исследования скважин выявлены серь­езные недостатки при использовании передвижных воздушных компрессо­ров. Закачка воздуха в скважину с помощью последних часто приводит к взрывам, которые, как правило, сопровождаются травмированием людей, создают условия для открытого фонтанирования скважин, причиняют значительный материальный ущерб народному хозяйству. После аварий мно­гие скважины обычно ликвидируются из-за невозможности их восстанов­ления.

Основная причина аварий — нарушение технологии работ (закрытие скважины со сжатым воздухом на длительное время и последующий спуск или подъем глубинных приборов в ней, зажигание факела при продувке скважины воздухом); 30 % аварий — результат выпуска газовоздушной смеси из скважины в атмосферу или перепуска ее из скважины в замк­нутую полость в устьевом оборудовании (лубрикатор, манифольдная ли­ния) от разряда статического электричества и ударной волны сжатия. Ава­рии возникали также в связи с нарушением технологии вызова притока — закрытия скважины со сжатым воздухом на длительное время, приводяще­го к образованию взрывчатой смеси в больших объемах и под высоким давлением.

Для устранения этой группы аварий необходимо сразу же после окон­чания закачки удалить воздух из скважины. Поскольку определенное коли­чество взрывчатой смеси образуется в процессе закачки воздуха, удалять ее из скважины следует через специальное устройство в целях ис­ключения возможности воспламенения от разряда статического электри­чества, ударного сжатия и открытого огня.

Более 50 % аварий происходило в процессе закачки воздуха в сква­жину в результате самовозгорания нагаромасляных отложений в коммуни­кациях компрессора, а также самовозгорания пирофорных соединений сульфидов железа в оборудовании скважины.

Образование нагаромасляных отложений и их самовозгорание обу­словливаются применением некачественного компрессорного масла, нару­шением правил эксплуатации и обслуживания компрессоров, а также не­достатками самих компрессоров (отсутствие холодильника и маслоотде­лителя после четвертой ступени сжатия). В связи с этим практически пол­ное устранение этой группы аварий не представляется возможным. В скважинах, в которых вследствие сероводородной коррозии образуются пирофорные отложения, опасность взрыва при обработке компрессором еще более усугубляется.

Следовательно, применение способа вызова притока жидкости из неф­тяных скважин с помощью передвижных воздушных компрессоров не от­вечает требованиям охраны труда и охраны природы. Отсюда возникает необходимость отказаться от этого способа и перейти к безопасных мето­дам вызова притока жидкости с использованием в качестве рабочего агента инертных газов, в частности азота. До внедрения безопасных способов ос­воения скважин с помощью инертных газов можно допустить освоение воздушной пеной с использованием передвижного компрессора.

Опыт объединения «Укрнефть» показывает, что технические и техно­логические вопросы, связанные с переходом на освоение скважин с помо­щью азота, в принципе решены. В качестве транспортного и техноло­гического оборудования предложена выпускаемая Одесским заводом уста­новка АГУ-8К, применяемая в химической промышленности для транс­портирования и газификации жидкого азота.

Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопрони­цаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подзем­ного горения и других случаях, где существующие методы освоения мало-эффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температурах окружающего воздуха от — 30 до + 50 °С.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в не­обходимых пределах.

Область применения различных азотосодержащих циркуляционных агентов (газообразного азота, газированной им жидкости — пены) для вы­зова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и дру­гих условий освоения скважин.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубо­ких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газиро­ванной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.