Факторы, влияющие на качество цементирования

ЛЕКЦИЯ. Факторы, обуславливающие качество цементирования скважин

ПЛАН

1. Геологические - температура, давление, литология физические свойства окружающих пород, природа пластового флюида, расстояние между продуктивным и водоносным пластами.

2. Технико-технологические - конструкция скважины, оснастка колонны, полнота вытеснения промывочной жидкости, наличие глинистой корки, виды буферной жидкости и ее количество, скорость восходящего потока, соотношение свойств вытесняемой и вытесняющей жидкости.

3. Физико-химические свойства и проницаемость, сроки загустевания (схватывания), водоотдача, седиментация, контракция, усадка, температурная и химическая стойкость.

4. Субъективные факторы - ошибки при планировании и проведении работ, низкий уровень квалификации.

Опыт цементирования скважин, экспериментальных исследований показывает, что основными путями движения пластового флюида в трубном пространстве являются:

- трещины и перемятости пород;

- участки, заполненные не вытесненной промывочной жидкостью;

- участки стенок скважины с глинистой коркой;

- зазоры, возникающие на границах обсадных колонн - тампонажный камень и тампонажный камень - горная порода в результате выделившейся из тампонажного раствора воды;

- щели и трещины, пронизывающие камень, образовавшиеся вследствие седиментации;

- каналы, образовавшиеся в результате водоотделения;

- каналы, образованные поднимающимся по цементному раствору пластовым флюидом;

- трещины в цементном камне, образованные вследствие перфорации и других механических воздействий и т.д.

За оценку качества цементирования предложено принимать такое состояние качества цементирования, когда после испытания скважины на герметичность и ее освоения не требуется проведения исправительных работ, поскольку скважина дает безводную нефть.

Анализ промыслового, экспериментального и теоретического материала, рассмотрение гипотез и точек зрения причин затрубных проявлений показывает, что качество цементирования зависит от природных (геологических), технико-технологических и субъективных факторов, а также от физико-химических свойств тампонажного материала. Причем следует отметить, что последние в значительной степени зависят от первых и в частности от температуры.

К геологическим факторам относятся:

- температура;

- давление (горное и пластовое);

- тектонические нарушения;

- литологическая и физическая характеристика пород (состав пород, градиент гидравлического разрыва, трещиноватость, проницаемость, кавернозность, прочность и т.д.);

- природа пластового флюида (газ, нефть, вода, состав и концентрация минеральных включений);

- расстояние между продуктивным и высоконапорным водоносным пластами.

Воздействие факторов этой группы может измениться в зависимости от характера технологических операций, нарушения режима эксплуатации скважин. В целом влияние окружающей среды изучено недостаточно. Влияние же геологических условий (в основном температура, давление, проницаемость) изучалось на изменении свойств тампонажного материала. Так, например, показано, что с увеличением температуры до 75°С прочность цементного камня возрастает от 35°С и выше прочность камня понижается, а при 175°С он разрушается.

В процессе ОЗЦ, вследствие большого водосодержания в тампонажном растворе, наличия депрессии на пласт и т.д. реальным является отделение фильтрата в пласт. Об этом свидетельствуют результаты исследований, выполненных Цейтлиным. Отмечено наличие колец разных оттенков и плотности. Кроме того, четко установлено по Покровскому месторождению, вскрытому открытым забоем, где продуктивность опытных скважин в 4 раза выше по сравнению со скважинами вскрытыми по обычной технологии.

Но материалам вскрытия Сургутских. месторождений было показано, что для пластов с низкими коллекторскими свойствами относительная аномалия продуктивность не зависит от величины депрессии на пласт для отмечается существенная зависимость продуктивности от давления при креплении, что связывают с возможностью гидроразрыва.

Сравнение результатов на скважинах зацементированные с неподъемом тампонажного раствора в заколонном пространстве (неподъем 1840/И79) с базовыми, где неподъем составил 0¸80м на Русскинском месторождении вскрытых по одной и той же технологии для которых позволил получить следующие результаты: средний коэффициент продуктивности в опытных скважинах оказался в 1,7 раза выше, по сравнению с базовыми.

На состояние приствольной части оказывает влияние изменения температурных условий, что приводит к возникновению температурных напряжений на стенке и в приствольной зоне, изменению свойств пластовой жидкости (например, при охлаждении - выпадение кристаллов парафина, смол и создание вокруг скважины своеобразного дросселя).

Установлено, что продуктивность в этом случае уменьшается в 18-27 раз, и более, причем половина эксплуатационных месторождений имеют продуктивность более чем в два раза меньше своих потенциальных возможностей, четверть пластов более чем в 4 раза и 10 % более чем в 10 раз.

Уменьшается и коэффициент охвата залежи заводнением. Принятая технология вызова притока из пласта при освоении скважины предусматривает в основном снижение гидростатического давления в скважине путем замены промывочной жидкости на более легкую при

Страмницы 264 просто нетути

давление на пласт при глубине скважин до 4000м в течение одной-двух минут. А это может вызвать очистку эксплуатационных объектов от продуктов кольматации и увеличить охват пластов заводнения. Кроме того, многократное цикловое воздействие позволяет поддерживать сравнительно высокий уровень максимальных градиентов давлений с одновременным снижением сил трения на поверхности контакта частиц с поверхностью канала в пласте. Это способствует увеличению производительности скважины.

Результаты промышленного внедрения показали на увеличение дебитов от 20 до 60 %, а также кратное увеличение приемистости нагнетательных скважин. По ряду скважин извлекалось 10 и более м³ глинистого раствора с утяжелителем, несмотря на то, что они находились в эксплуатации многие годы. Увеличенные дебита и приемистость пласта составляла в течении 1¸1,5 года и более.

Изменение проницаемости носит обратный характер. Особенно сильно влияет температура на сроки загустевания и схватывания тампонажных растворов. Изучение рассматриваемых факторов и подбор рецептур для конкретных условий производятся в автоклавах, консистометрах. Коррозионную стойкость проверяют после длительного хранения образцов в конкретных условиях при воздействии различных агрессивных сред. Вопрос определения реологических свойств тампонажных растворов в условиях скважины пока еще не решен в виду отсутствия работоспособных конструкций капиллярных вискозиметров.

Большое влияние на качество разобщения оказывает расстояние между продуктивным и водоносным пластом. Особенно если они разделены проницаемым пластом небольшой мощности. В этом случае на стенках скважины образуется рыхлая глинистая корка, по которой в основном и происходит обводнение продуктивного пласта. Для устранения этого явления должный эффект дала установка на обсадной колонне пакера, располагаемого в зоне между изолируемыми пластами.

Влияние свойств слагающих разрез горных пород на качество цементирования определить довольно трудно. В ряде случаев это влияние проявляется в виде поглощения тампонажного раствора.

В целях недопущения поглощения осуществляют предварительную изоляцию поглощающих горизонтов, а также принимают меры по снижению гидростатического и гидродинамического давлений на пласты за счет применения тампонажных смесей пониженной плотности, разобщающих устройств, ступенчатого цементирования и химической обработки тампонажных суспензий для снижения показателей реологических свойств вытесняемой и вытесняющей жидкостей

К технико-технологическим факторам относятся:

- конструкция скважины (длина и диаметр колонны, величина зазора, выход из-под башмака);

- состояние ствола скважины (проявления, поглощения, осыпи и обвалы пород, кривизна и перегибы ствола, сальники, фильтрационная корка, каверны и т.п.);

- оснастка колонны (башмачная пробка, обратные клапаны, разделительные пробки, центраторы, скребки, турболизаторы, пакеры и др.)

- свойства бурового раствора и фильтрационный корки (показатели реологических свойств);

- количество и свойства буферной жидкости;

- скорость выходящего потока в кольцевом пространстве;

- технологические операции в процессе цементирования и ОЗЦ (расхаживание и вращение обсадной колонны, снятие давления после продавливания);

К факторам, обуславливающим физико-химические свойства раствора (камня) следует отнести:

- показатели реологических свойств, плотность; седиментационная устойчивость, усадка, контракция и т.д. О влиянии этих показателей на качество цементирования и требования к ним будет сказано позднее. Рассмотрим технико-технологические факторы. Основной целью при цементировании скважины является получение в кольцевом пространстве по всему интервалу цементирования равномерно заполненного цементного кольца. В этой связи необходимо полное удаление промывочной жидкости и чтобы обсадная колонна находилась строго по центру скважины. В этом направлении в практике цементирования широко используются:

- для обеспечения концентричного положения обсадных труб в искривленном стволе - центраторы;

- для вытеснения промывочной жидкости - буферы, турбулизаторы. Наибольшее внимание уделяется применению центраторов. При этом, исходят из условия, что соблюдение известных рекомендаций не обеспечит полного вытеснения жидкостей из кольцевого пространства и, следовательно, не создает предпосылок для надежного цементирования, если колонна прилегает к стенкам скважины. Однако ограничений на допустимое отклонение колонны от центра скважины не существует. В связи с этим имеется большое число случаев, когда применение центраторов не исключало возможность перетоков. Эффективность.применения центраторов должна оцениваться с точки зрения влияния их на создание условий для формирования и последующего развития (расширение или сужение) потока жидкости в кольцевом пространстве.

В процессе бурения скважины с использованием промывочных жидкостей на глинистой основе реальным является наличие глинистых корок на стенках проницаемых пластов. Последние не имея практически никакого сцепления с цементным камнем в процессе твердения цементного раствора обезвоживаются. В них образуются каналы и трещины, по которым возможны заколонные перетоки.

С целью снижения осложненности скважины и повышения качества разобщения пластов рекомендуется при бурении использовать буровые растворы с низкой водоотдачей, так как это предотвращает образование толстых рыхлых фильтрационных корок. Однако имеющиеся экспериментальные исследования позволяют утверждать, что если при цементировании скважины не применять специальные средства, то можно смыть лишь наиболее рыхлую часть глинистой корки.

Работами Говарда и Кларка было показано, что при турбулентном режиме движения можно вытеснить 96 % бурового раствора, при этом разрушение корки не происходит. Размыв корки значительно усиливается при эрозионном воздействии. При этом эрозия корки пропорциональна квадрату скорости течения, плотности раствора, диаметру фильтра и обратно пропорциональна динамическому сопротивлению сдвига (Шадрин, Соловьев)

Эффективная очистка ствола от фильтрационной корки достигается при использовании гидромониторного способа воздействия. Однако применение этих методов ограничивается возможностью отрицательных последствий из-за размыва горных пород.

При проведении работ по очистке ствола скважины с помощью скребков иногда наблюдается осложнения в виде поглощений жидкости или прихвата колонн под воздействием перепада давлений. В связи с этим заслуживают внимания рекомендации ряда авторов не очищать ствол скважины от фильтрационной корки, а упрочнять ее за счет химической обработки или применения растворов вяжущих материалов на полимерной основе, фильтрат которых способен отверждаться, упрочняя при этом корку. Однако при вскрытии пласта это может иметь отрицательные последствия.

Наиболее перспективным в этом направлении является использование гидравлических ударных импульсов, позволяющих снимать рыхлую часть и уплотнить оставшуюся.

Для повышения эффективности очистки ствола скважины от фильтрационной корки и тикстропно-загустевших в кавернах и желобах масс раствора рекомендуются использовать совместно центраторы, скребки и специально смывающие буферные жидкости, обладающие абразивными свойствами и физико-химической активностью.

При цементировании буферные жидкости выполняют следующие функции:

- разделение бурового раствора и тампонажного раствора с целью предотвращения их смывания;

- вытеснение загустевших масс бурового раствора из кавернозной части ствола;

- увеличение степень вытеснения бурового раствора;

- разрушение и вынос, фильтрационной корки;

- снижение концентрации химических реагентов в остатках промывочной жидкости.

Существующие буферные жидкости могут быть разбиты на четыре следующих вида: нефть и нефтепродукты; вода; жидкости гидромеханического действия; жидкости с повышенной физико-химической активностью. Наиболее доступной и эффективной буферной жидкостью является вода. Для придания воде специальных свойств, там, где это требуется, воду засаливают, вводят ПАВ, и другие химические реагенты. Коэффициент вытеснения промывочной жидкости при использовании в качестве буферной жидкости воды или безглинистых солевых растворов достигает 0,85 ¸ 0,95 %, в случае без буферной жидкости коэффициент вытеснения не превышал 0,80 %.

Степень вытеснения можно существенно повысить, если в качестве буферной жидкости использовать нефть и нефтепродукты. Однако их применение ухудшает контакт цементного камня со стенками обсадных труб и скважины, отрицательно сказывается на изменении прочности камня, которая уменьшается в 2-3 раза. Вследствие этого рекомендуется после него прокачивать некоторый объем соленой воды.

В качестве абразивных добавок к жидкостям чаще используют песок с фракциями 0,1 ¸ 0,8 мм, и изредка кварцевую муку содержание песка - 5¸20 % (по весу).

К буферным жидкостям физико-химического воздействия относятся жидкости на водной основе с добавками ПАВ. Считается, что эти жидкости должны отвечать ряду требований: иметь малую вязкость; не быть агрессивным по отношению к буровым и цементным растворам; быстро вступать в физико-химическое взаимодействие с веществами, из которых состоят фильтрационные корки, разрушая их за возможно более короткий срок.

В последние годы находят применение буферные жидкости с вязкоупругими свойствами. Эти жидкости на водной основе высокомолекулярных соединений обладают способностью к сохранению эластичной (упругой) поверхности раздела, а плотность их поддается регулированию в пределах 1,03-2,16 г/см³.

В настоящее время остается еще много нерешенных вопросов относительно потребного объема буферных жидкостей в зависимости от условий в скважине, режима течения, типа жидкости, реологических свойств соприкасающихся растворов и других факторов. Количество буферной жидкости при цементировании определяется из условий безопасности от возникновения выброса.

Одним из факторов, которому уделяется серьезное внимание при оценке полноты замещения жидкостей в кольцевом пространстве, является скорость восходящего потока.

Исследованиями Говарда и Кларка было установлено, что вытеснение лучше протекает при турбулентном режиме течении (скорость потока около 2,5 м/сек) и предложено применить обобщенный критерий Рейнольдса для определения критической скорости:

Эти выводы были положены в основу технологии цементирования. Однако позднее было показано, что при низких скоростях также достигается высокая степень вытеснения жидкостей, при условии, если выдерживается определенное соотношение между показателями реологических свойств соприкасающиеся растворов.

Для реальных скважин характерно эксцентричное положение колонны относительно оси скважины. Экспериментальные работы показали, что угол искривления оказывает значительное влияние на вытеснение. Так, при угле 30°, даже при скорости потока 3 м/с полнота вытеснения не превышает 70 %, а при скорости 0,4¸0,7 м/сек, площадь поперечного сечения цементного камня составляет менее 40 % площади эксцентричного кольца.

Исследованиями зарубежных специалистов было показано, что если турбулизация осуществляется за счет скорости потока, то это приводит к повышению коэффициента вытеснения, - если за счет реологии жидкости, то может в затрубном пространстве усилится каналообразование.

Интенсивность вытеснения, как уже говорилось, определяется также соотношением параметров бурового и тампонажного растворов. Так полнота вытеснения увеличивается со снижением статического напряжения сдвига бурового раствора и ростом разницы плотностей тампонажного и бурового растворов. Американскими исследователями показано, что влияние различий в предельных динамических напряжениях сдвига и плотностях растворов является основным фактором, обуславливающим эффективность вытеснения растворов при ламинарном режиме течения. Наиболее эффективным оказалось использование более подвижного бурового раствора в комбинации с менее подвижным тампонажным раствором.

Во ВНИИКрнефти было установлено, что во всех случаях для более полного вытеснения бурового раствора тампонажным необходимо соблюдать обязательное условие:

Последующими исследованиями было установлено, что для получения коэффициента вытеснения 0,9¸0,95 отношения обобщенных критериев Рейнольдса должно быть более 2000.

Полученные результаты хорошо согласовываются с данными ранних исследований. Изменение отношения плотностей мало оказывает влияния на коэффициент вытеснения.

В настоящее время в практике цементирования начинают шире использоваться технологические процессы, устраняющие последствия седиментации (зависание, снижение порового давления и т.д.) к таковым относят расхаживание и вращение обсадных колонн. Однако этот метод сильно сдерживается отсутствием соответствующего оборудования и недостаточной прочности колонн. Анализ имеющегося опыта применения расхаживания колонн показывает что качество цементирования возросло на 15 %.

Перед цементированием и в процессе цементирования зачастую используют метод кольматации, суть которого заключается в повышении интенсивности закупорки порового пространства породы твердой фазой бурового раствора, что позволяет снизить проницаемость призабойной зоны, предотвратить разупрочнение горных пород, повысить сопротивляемость гидроразрыву.

Испытания проводились на Лянторском, Восточно-Сургутском и Родниковом месторождениях. Анализ результатов геофизических и гидрогеологических исследований показал на неоднозначное влияние метода на качество цементирования и продуктивность скважин.

Например, были получены следующие результаты по зоне проникновения (ЗП).

Месторождение	Пласт	Проницаемость	ЗП
опытный	базовый	опытный	базовый
Лянторское	Ас9	Ас10	0,285	0,409	2,25
0,250	2,10
Восточно-Сургутское	Бс6	Бс10	0,055	0,16	2,06
0,196	2,65
Родниковое		Вс12	0,049		2,03
2,18

Анализ фракционного состава твердой фазы бурового раствора с размерами пор показывает, что вполне сопоставим т.е. поры и размеры твердой фазы в большей своей фазе 1-2мкм.??????????????????

Известно (Шехтман Ю. М.,Томеер Г., Абрамсом А.), что если, то дисперсная фаза движется по поровьм каналам. Если, то проникновение отсутствует. При происходит кольматация и наиболее сильно при.

В нашем случае., то есть вероятен процесс кольматации. Показано, что полигон распределения глубин проникновения фильтрата в сравнении с базовым имеет следующий вид:

Таким образом:

на Лянторском месторождении Д_зп» 3 на опытном, Д_зп = 1,8 ¸ 2 на базовом,

на Сургутском - Д_{зп опыт.} = 1,9 ¸ 2; Д_{зп баз.} = 3,

на Родниковом - - Д_{зп опыт.} = 1,3 ¸ 1,4; Д_{зп баз.} = 2,5-2.

Это говорит о том, что применение технологии кольматации на Лянторском месторождении привело к отрицательному результату, что можно объяснить проницаемостью. Сотрудники СибНИИНП (Кошелев А. Т.) считают, что это вызвано установкой кольмататора над породоразрушающим инструментом на расстоянии 0,4¸0,8м. В результате происходит первичное вскрытие проницаемой породы, естественное проникновение фильтрата в пласт, образование фильтрационной корки. При воздействии кольмататора - разрушение глинистой корки, последующее проникновение фильтрата и кольматация пор. В среднепроницаемых породах и малопроницаемых породах кольматация происходит при первичном вскрытии и при воздействии кольмататора происходит лишь уплотнение кольматационного экрана. Для подтверждения приводят данные по коэффициенту кавернозности. Для лянторского месторождения К=1,14, для вторых 0,9.

Данные по удельному коэффициенту продуктивности были следующие:

Месторождение	Пласт	Гр.скв.	Способ эксплуат..	Он	Оуд	Кпрод	Уд.к
Лянторское	АС9	опытные	ЭЦН			0,42	0,033
АС10	опытные	ЭЦН	-	-	-	-
АС11	базовые		37,2	3,6	0,73	0,059
В.Сургутское	БС10	опытные	ЭЦН	-	-	0,56	0,079
базовые	ШГН	-	-	0,06	0,051
ЭЦН	-	-	0,053	0,046
Родниковое	БС9	опытные	ЭЦН	36,6	5,8	-	-
базовые	ЭЦН	32,3	4,0	-	-

Результаты гидродинамических исследований были следующими:

	С кольматацией	Без кольматации
Мощность пласта		20,2
Коэффициент газонасыщенности	75,6	57,5
Коэффициент открытой пористости	27,3	23,35
Общий приток жидкости, м^3	1,8	7,0
Фактический коэффициент продуктивности	2,13	7,05
Фактический удельный коэффициент продуктивности	0,51	1,14
Средняя депрессия в процессе испытания	38,7	45,6

Таким образом, обобщив результаты этих исследований можно сказать, что влияние технологии кольматации на результаты вскрытия носят неоднозначный характер, и зависит от проницаемости пласта.

Исследования носят начальный характер, имеются некоторые противоречия, например нет четкой зависимости между проницаемостью, пористостью и размерами пор. Показано, что размеры пор примерно равны для всех случаев и ход процесса должен быть идентичен, однако трактуется по разному.

Не установлена величина зоны кольматационного воздействия по стволу скважины.

Отсутствуют данные по глубине проникновения твердой фазы, хотя это можно бы выявить отбором и исследованием кернового материала (сверлящим кернообразованием).

При малых размерах пор возможно проявление капиллярных сил, что естественно способствует повышению проникновения фильтрата в пласт. Этому способствует и кольматация. Данное явление не изучено.

К субъективным факторам относятся:

- ошибки при планировании и проведении процесса;

- низкий уровень организации трудовых процессов и недостаточная квалификация исполнителей.

В тех случаях, когда в процессе работы допускаются грубые ошибки и просчеты, происходят аварии и осложнения, нередко заканчивающиеся ликвидацией скважин. Отрицательное влияние этой группы факторов легко устраняется при правильном проведении операции. Этому в значительной мере способствует внедрение способов контроля технологических процессов с помощью измерительной аппаратуры (СКЦ-2М) и повышение квалификации исполнителей.

Большое влияние оказывают на качество цементирования и свойства, используемых тампонажных растворов, так как они во многом определяют качество цементирования скважин. О них говорилось в разделе по тампонажным материалам.

Дата добавления: 2015-07-13