Slavdom-nn.ru

Славдом НН
1 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Закачка цемента под давлением

Закачка цемента под давлением

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, а более конкретно к области цементирования обсадных колонн.

В применяемом в настоящее время способе цементирования обсадных колонн используется технологические процессы закачки тампонажного раствора (облегченный цементный раствор, цементный раствор) внутрь обсадной колонны и продавка — замещение бурового раствора из кольцевого пространства скважины тампонажным раствором (далее в тексте цементный раствор).

Применяемый способ не обеспечивает выполнение требуемого качественного сцепления цементного камня со стенкой скважины и обсадной колонны, полного заполнения кольцевого пространства цементным раствором.

Это происходит вследствие того, что в процессе закачки тампонажного раствора возникает отрицательное давление — в условиях создаваемого вакуума в обсадной колонне. Отрицательное давление возникает вследствие того, что плотность цементного раствора в колонне превышает величину плотности бурового раствора в кольцевом пространстве скважины, таким образом, создается гидростатический перепад давления, происходит уменьшение давления в Рца до нуля и ниже — и как следствие разрыв сплошности струи потока, отрыв части столба цементного раствора от общего потока и его ускоренное течение в кольцевое пространство скважины (см. книгу Р.И. Щишенко «Гидравлика глинистых растворов», Азнефтьиздат, 1951, С. 123-127) [1].

Возникающее вакуумное пространство заполняется парами, водой, легкой фракцией от частей потока цементного раствора и это структурно несвязанная масса жидкости поступает в кольцевое пространство скважины, оказывая отрицательное влияние на формирование цементного камня, на качество цементирования скважины. Решению этой важной научно-технической проблемы посвящено значительное количество исследований, разработок.

Известна формула для определения давления Рца в гидравлической системе скважины при закачке цементного раствора (см.: «Справочник по бурению» т. 1, под ред. В.И. Мищевича, Н.А. Сидорова, М: Недра, 1973, С 485) [2], (см.: Е.М. Соловьев.

Закачивание скважин. М: Недра, 1979, С. 254) [3], представляемая в виде:

где Рг/д о/к , Рг/д к/п , Рг/ст о/к , Рг/ст к/п — гидродинамическое и гидростатическое давление (Па, МПа) в обсадной колонне, кольцевом пространстве скважины.

Однако, авторы [1], [2], [3] ограничивались выявлением факта падения давления при закачке до минимального значения, не дают оценки влияния данного факта на качество цементирования, отсутствует решение задачи управления процессом цементирования с предотвращением разрыва струи потока цементного раствора.

Целью настоящего изобретения является повышение качества цементирования обсадных колонн, проведения процесса закачки цементного раствора при положительном давлении в циркуляционной системе скважины, исключение возможности возникновения вакуума и разрыва струи цементного раствора.

Поставленная цель достигается тем, что в зависимости от горногеологических условий скважины, процесс закачки тампонажного (цементного) раствора внутрь колонны производится при подаче (расходе) ∑Qца превышающей величину критической подачи Qкр, при которой возникает вакуум; и путем применения специального устройства — дросселя, устанавливаемого над башмаком обсадной колонны, в котором создается гидродинамическое давление Р др г/д, направленное на уменьшение величины гидростатического давления столба цементного раствора в колонне Рг/ст о/к . В изобретении представлены оба варианта решения проблемы повышения качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин, в которых обеспечивается условие предупреждения возникновения вакуума. На основе формулы (1) условие предупреждения возникновения вакуума представляется в виде:

где Рца — давление в гидравлической системе скважины в процессе закачки тампонажного раствора в обсадную колонну (МПа, кг/см 2 ).

Расчетные формулы для определения давления в системе (см. «Инструкция по составлению гидравлической программы скважины» РД39-0147009-516-86, С. 17) следующие:

Формула для определения Рг/д др представлена в примере 2.

где ρж о/к , ρж к/п — плотность тампонажного (цементного) раствора в обсадной колонне, плотность бурового раствора в затрубном пространстве скважины, кг/м 3 (г/см 3 );

Н (м) — глубина спуска обсадной колонны по вертикали;

L (м) — глубина спуска колонны по длине ствола наклонной скважины;

dскв, dо/к, dвн/ок (мм, м) — соответственно диаметры — скважины, наружный, внутренний обсадной трубы;

0,024, 0,04 — коэффициенты сопротивления движения жидкости в обсадной трубе, в затрубном пространстве скважины;

g — ускорение силы тяжести (9,8 Н/кг) в системе «СИ».

Анализ формул 1,2,3 показывает, что при цементировании обсадных колонн в конкретных горно-геологических и технолого-технологических условиях Рг/сх о/к , Рг/ст к/п являются постоянными величинами. Управляемыми факторами в процессе являются Рг/д о/к , Рг/д к/п и Рг/д др . Путем регулирования величинами параметров входящие в формулы Рг/д обеспечивается достижение условия предупреждения возникновения вакуума. Решение задачи представлено на примерах 1, 2.

Пример 1. Исходные данные: скважина вертикальная Н=3200 м, диаметр эксплуатационной колонны dэк=168, 3 мм (0, 1683 м),

высота подъема цементного раствора за колонной hцр=2740 м (включая высоту подъема облегченного цементного раствора hоцр=2484 м),

плотность ρоцр=1450 кг/м 3 ,

Читайте так же:
Как сделать пропорции цементного раствора

высота подъема цементного раствора hцр=256 м,

плотность ρцр=1890 кг/м 3 ,

объем кольцевого пространства скважины Wк/п=63,48 м 3 ,

внутренний диаметр эксплуатационной колонны dвн/эк=0,1471 м,

буферная жидкость не используется,

диаметр ствола скважины с учетом уширений dскв=0,2315 м (диаметр долота dд=0,2159 м)

высота столба тампонажного раствора внутри колонны hт/р о/к состоит из столба облегченного цементного раствора hоцр о/к =2900 м,

столб цементного раствора hцр о/к =300 м,

плотность бурового раствора ρб/р=1250 кг/м 3 ,

внутренний объем колонны Wо/к=54,35 м 3 .

градиент давления гидроразрыва пласта на глубине Н=3200 м: Г г/р=0,018 МПа/м (0,18 кг/см 2 м)

Рассматривается заключительный этап закачки цементного раствора в колонну, когда внутри колонны снизу вверх hоцр=2900 м; hцр=300 м. Средняя плотность тампонажного раствора в колонне ρср/ж о/к )=1491 кг/м 3 (1,491 г/см 3 )

Рг/д о/к =0,024⋅1,491⋅10 3 ⋅3,2⋅10 3 Q 2 кp/0,1471 5 =0,114509⋅10 6 Q 2 кp/6,887528⋅10 -5 =1662,55⋅10 6 Q 2 кр(Па)=1662,55⋅Q 2 кp (МПа)

Рг/д к/п =0,04⋅1,250⋅10 3 ⋅3,2⋅10 3 Q 2 кp/(0,2315-0,1683) 3 (0,2315+0,1683) 2 =0,16⋅10 6 Q 2 кp/4,0348⋅10 -5 =3966,59⋅10 6 Q 2 кp(Па)=3966,59⋅Q 2 кp (МПа)

ΔРг/ст=(1,491-1,250)⋅10 3 ⋅9,8⋅3,2⋅10 3 =7,558⋅10 6 (Па)

∑Рг/д=(1662,55+3966,59)⋅10 6 Q 2 кp=5629,14⋅10 6 Q 2 кp (Па)

Q 2 кp=7,558/5629,14=1,3426⋅10 -3

Полученное значение Qкp для принятых условий расчета является предельной величиной, обеспечивающей проведение цементирования эксплуатационной колонны без возникновения вакуума. Результаты расчета Qкp при различных значениях столба тампонажного раствора в обсадной колонне представлены в таблице 1, на рис. 1.

На основе полученного значения Qкp=0,0366 м 3 /с (соответствующее максимальному значению Qкp мах ) определяется:

— условие предупреждения гидроразрыва пласта Рг/р к/п на проектной глубине скважины Н=3200 м с учетом коэффициента безопасности гидроразрыва равного Кб=1,10

Рг/р к/п =Ггр⋅Н=0,018⋅3200=57,6 МПа; где Ггр=0,018 МПа/м (градиент гидроразрыва пласта)

Рг/д к/п =3966,59⋅10 6 ⋅0,0366 2 =5,319⋅10 6 ⋅Па=5,313 МПа

Расчетная величина коэффициента безопасности равна:

Требуемое условие выполняется: Кб/факт=1,29>Кб/Н=1,10.

— Скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве скважины Vб/р к/п в процессе закачки тампонажного раствора внутрь обсадной колонны.

Vб/р к/п =Qкp/Fкп=0,0366/0,0198=1,85 м/с; площадь сечения кольцевого пространства скважины Fкп=0,785(0,2315 2 -0,1683 2 )=0,0198 м 2

При этом значении Vб/р к/п обеспечивается турбулентный режим течения (проектное значение Vпр к/п 1,5 м/с), что требуется для очистки кольцевого пространства перед поступлением цементного раствора.

По данным табл. 1, рис. 1 представляется возможность определить момент времени «tв» возникновения вакуума по формуле:

где Wо/к — объем обсадной колонны при расчетной величине столба цементного раствора в колонне, м 3 .

Например, при hца о/к =1000 м, Qкp=0,0239 м 3 /с; Wo/к=0,785⋅0,1471 2 ⋅1600=21,18 м 3

Расчетное tв=21,98/0,0239=1137 с=18,95 мин.

Фактическое время предупреждения возникновения вакуума tcp≤tв является временем перехода на продолжение процесса закачки при увеличенном значении ∑Qца, в данном примере на Qца=0,0303 м 3 /с (30,3 л/с), (см. табл. 1).

Пример 2. Расчет величины Qкp при использовании в составе компоновки низа обсадной колонны дросселя с насадкой. Исходные данные приведены в Примере 1.

Расчетная формула для определения давления Рг/д др создаваемого в дросселе имеет вид:

Где: μ=0,9 — коэффициент гидравлического сопротивления насадки 2μ 2 =1,62;

ƒ — площадь сечения насадки, м 2 .

Примем dдр=0,03 м (30 мм); ƒдр=0,785⋅0,03 2 =7,065⋅10 -4 м 2

ƒ 2 =4,991⋅10 -7 (м 4 )

Рг/д др =1,491⋅Qкp 2 ⋅10 7 /1,62⋅4,991=1844,15⋅10 6 Qкp 2 (Па)

Суммарное гидродинамическое давление в системе составит:

7,558⋅10 6 =7473,29⋅10 6 Qкp 2

откуда QKp 2 =7,558/7473,29=1,01⋅10 -3 ; QKp=0,0318 м 3 /с=31,8 л/с

численное значение давления в дросселе равно:

Рг/д др =1844,15⋅10 6 ⋅1,01⋅10 -3 =1,86 (Па)=18,6 кг/см 3

По данным табл. 2 задаваясь величиной Рг/д др и dдр определяется режим закачки цементного раствора Qца при использовании которого обеспечивается предупреждение возникновения вакуума.

Результаты расчета Qца≥Qкp при различных значениях диаметра насадки дросселя и гидродинамического давления в дросселе представлены в таблице 2.

На рисунке 2 представлен общий вид внутренней технологической оснастки обсадной колонны при цементировании, включающий 1 — башмак обсадной колонны, с направляющей пробкой — 2; 3 — переводник, к ниппельному концу которого присоединяется 4 — дроссель с насадкой — 5. На переводник (3) устанавливается обсадная труба — 6 длиной 12, 0; 24, 0 м (одна, две трубы), в муфту — 7 ввинчивается дифференциальный обратный клапан — 8. Обратный клапан включает элементы запорного устройства — ограничитель — 9, шар — 10, дроссель -11, резиновую диафрагму — 12. В муфту обратного клапана (8) вставляется упорное кольцо (стоп-кольцо) — 13. Дроссель (11) создает ограниченное гидравлическое сопротивление поступлению промывочной жидкости из скважины внутри обсадной колонны (см.: Е.М. Соловьев. Закачивание скважины, М.: Недра, 1979. С. 179).

Читайте так же:
Чем отмыть ванну от цемента

Варианты применения предлагаемого способа цементирования могут быть как отдельно, так и совместно, в зависимости от конкретных условий скважины. Например, при возникновении риска гидроразрыва пласта, применение дросселя обеспечит, за счет уменьшения количества закачиваемого тампонажного раствора, уменьшение давления на пласт в заколонном пространстве скважины, при одновременном увеличении противодавления внутри обсадной колонны, тем самым обеспечив предупреждение возникновения вакуума.

Предлагаемый способ цементирования обсадной колонны предусматривает его использование на практике в широком диапазоне изменения горногеологических условий скважины.

Использование предлагаемого изобретения в практике строительства нефтегазовых скважин повысит качество цементирования обсадных колонн, обеспечит большой экономический эффект.

Способ цементирования обсадной колонны нефтегазовой скважины, включающий закачку тампонажного раствора внутрь обсадной колонны и его продавку в затрубное пространство скважины, отличающийся тем, что цементирование обеспечивают в различных геологических условиях и при расходе тампонажного раствора, ограниченном давлением гидроразрыва пласта, при этом закачку тампонажного раствора внутрь обсадной колонны проводят при расходе, превышающем величину критического расхода, при котором возникает вакуум в разрыве струи тампонажного раствора, в условиях возможного поглощения раствора в пласт над башмаком обсадной колонны устанавливают дроссель с насадкой заданного сечения, с помощью которого создают при расчетном расходе тампонажного раствора необходимое гидродинамическое давление, направленное на уменьшение величины гидростатического давления столба тампонажного раствора в обсадной колонне.

Основные способы и технология проведения цементирования скважин

На завершающем этапе буровых работ проводится цементирование скважин. От качества проведения данной операции зависит жизнеспособность всего сооружения. Главная цель, которая преследуется во время этого процесса, заключается в полном замещении бурового раствора цементным, который называют иначе тампонажным. Введенный раствор должен затвердеть в течение определенного временного интервала и превратиться в цементный камень. Разработано несколько методов осуществления цементирования скважин, при этом самому распространенному из них уже более ста лет. Способ прямого одноциклового цементирования обсадной колонны был разработан в 1905 году инженером А.А. Богушевским, проживающим в г. Баку. До сих пор данная технология с небольшими усовершенствованиями используется буровиками.

В данном видеоролике наглядно представлена схема сплошного цементирования затрубного пространства через башмак:

Составляющие технологического процесса

Процесс цементирования скважин состоит из пяти основных видов работ:

  • подготовка тампонажного раствора;
  • закачка подготовленного раствора в скважину;
  • подача цементного раствора выбранным способом в затрубное пространство;
  • период затвердения закачанного тампонажного раствора;
  • проверка качества проведения цементировочных работ доступными методами.

Важно! Перед началом работ составляется программа их проведения, которая опирается на технический расчет цементирования скважины. При этом учитываются горно-геологические условия, величина протяженности интервала, нуждающегося в укреплении, особенности конструкции ствола скважины и его состояния. При расчете опираются на опыт проведения подобных работ в данном районе, если таковой имеется.

Схемы подачи тампонажного раствора в затрубное пространство

Существующие способы цементирования скважин отличаются друг от друга методом подачи цементного (тампонажного) раствора в затрубное пространство, а также особенностями используемых для этого приспособлений. Существует два варианта организации подачи подготовленного раствора:

  • прямая схема, которая подразумевает закачку раствора внутрь обсадной колонны с дальнейшим его прохождением до башмака и последующим поступлением в затрубное пространство, заполняющимся снизу вверх;
  • обратная схема характеризуется подачей тампонажного раствора с поверхности в затрубное пространство, при этом закачиваемая смесь перемещается сверху вниз.

При бурении скважин в промышленных масштабах чаще всего применяется способ цементирования, осуществляемый по прямой схеме. При этом процесс цементирования может проводиться в один цикл, во время которого весь объем необходимого для тампонирования раствора продавливается сразу.

Схематичное изображение процесса одноступенчатого цементирования скважины:

I. Начало процесса подачи цементного раствора в ствол скважины.

II. Подача порции раствора, закачанного в скважину, вниз по обсадной колонне.

III. Начало процесса продавливания тампонажного материала в затрубное пространство.

IV. Завершение процесса продавливания тампонажного материала.

Схема одноступенчатого (одноциклового) цементирования скважин: 1 — Манометр для контроля давления; 2 — Головка цементировочная; 3 — Пробка верхняя; 4 -Пробка нижняя; 5 — Цементируемая обсадная колонна; 6 — Стены скважины; 7 — Стоп-кольцо; 8 — Жидкость для продавливания тампонажного материала; 9 — Раствор буровой; 10 — Цементный раствор

В очень глубоких скважинах прибегают к двухступенчатому цементированию. Весь фронт работ делится на интервалы, которые заполняются с помощью специального оборудования поочередно.

Наряду с перечисленными вариантами цементирования обсадных колонн существует также манжетный способ, при использовании которого часть ствола защищается от проникновения тампонажного раствора. С помощью манжеты происходит изоляция участка, расположенного в интервале продуктивного пласта.

В отдельную группу принято выделять способы цементирования потайных секций и колонн.

Важно! Все способы цементирования преследуют одну цель, заключающуюся в вытеснении из затрубного пространства скважины бурового раствора с помощью тампонажного раствора, который необходимо поднять на заданную высоту, согласно проведенным расчетам.

Выбранная технология цементирования должна обеспечить:

  • заполнение тампонажным раствором всего интервала ствола по всей длине его протяженности;
  • полное вытеснение промывочной жидкости цементным раствором в рамках цементируемого интервала;
  • защиту тампонажного раствора от попадания промывочной жидкости;
  • получение прочного цементного камня, обладающего высокой стойкостью к механическим и химическим воздействиям, способного к выдерживанию высоких нагрузок, которые испытывают стенки ствола на глубине;
  • хорошее сцепление затвердевшего цементного камня со стенками скважины и с поверхностью обсадной колонны.

Важно! Обеспечение качественного проведения процесса цементирования обсадных колонн позволяет заметно увеличить долговечность данных глубинных сооружений и срок добычи посредством их эксплуатации нужной продукции.

Виды оборудования которое может понадобиться

В перечень технического обеспечения проведения работ включают следующее оборудование для цементирования скважин:

  • цементировочные агрегаты, необходимые для затворения цемента и его продавливания в скважину под давлением;
  • цементно-смесительные машины используют в тех же целях, что и цементировочные агрегаты;
  • цементировочная головка необходима для проведения промывки скважинного ствола и последующего цементирования его стенок;
  • заливочные пробки применяются в том случае, если выбирается двухступенчатое цементирование скважин;
  • другие виды мелкого оборудования, включая краны высокого давления, гибкие металлические шланги, устройства для распределения раствора и др.
Читайте так же:
Толщина цементной стяжки при теплых полах

Оборудование, необходимое для цементирования скважин, может быть установлено на грузовых автомобилях

Важно! Чтобы обеспечить качество выполнения сложной инженерной задачи, необходимо неукоснительно следовать требованиям технологического регламента, разработанного специалистами для крепления скважинных стволов. Также тампонажная бригада, в состав которой входят лишь квалифицированные рабочие, должна соблюдать технологическую дисциплину. Большое внимание уделяют и качеству используемых тампонажных материалов.

Как видите, процесс цементирования скважин зависит от профессионализма людей, задействованных в работах, и от материалов, используемых для выполнения поставленной задачи.

Petroleum Engineers

Вы здесь

Какие давления бывают при цементировании скважин?
Может ли и почему быть давление при цементировании хвостовика 127 в 178 в Уренгое 150 атм.

Какие давления бывают при цементировании скважин?
Может ли и почему быть давление при цементировании хвостовика 127 в 178 в Уренгое 150 атм.

Интересуют максимальные давления, какие могут быть при цементировании хвостов.

Раньше прокачка была около 50 атм, здесь 180 атм. Думаем, что скважину плохо промыли, как следствие подвеска не сработала.

Цементаж через башмак. Глубина, наверно, 3500 м.

Да. У ребят плотность бурового и тампонажного раствора была 2,4. Глубина 5 км.

Кто-нибудь сталкивался с таким? Кто с какими работал, поделитесь опытом.

кто имеет опыт цементажа горизонтальных скважин?
на что нужно первым делом обращать внимание при проектировании тампонажных работ?

Постановка вопроса некорректная. Давление зависит от расхода, зазора межуду стенками, свойств раствора в скважине, диаметром колоны и характеристиками башммаков-цкодов.
Обыно супрвайзер качает с той скоростью которая позволяет держать давление на которое договорились, + удерживать время контакта буфера с породой в задаыннх пределах. Во первых так быдет быстрее, а от цементажа в 5 утра редко кто то удовльствие получает. Во вторых так моется лучше.

В кратце работа выглядит так,- сначала закачиватеся колонна — прокачка как правило начинается с нормального давления, а затем идет на вакууме- давление 0, гидростатика цемента выше гидропотерь. Затем начинается подъем цемента и закачка легкой продавки, давление начинает идти вверх. Ближе к финишу, разнца в гидростатике уже приличная. и скорость прокачки порой приходится снижать, чтобы удержаться в оговоренных пределах.

Так что хочется высоких давлений- качайте как сумасшедшие, немойте скважину иди засорите цкод )))

При при цементаже горизонта нужно заказать соответсвующие башмаки-цкоды (стандартные не работают на больших углах), и постараться качать быстаро, иначе цемент пойдет по нижней части ствола, оставив нецемнтированной верхнюю.

кто имеет опыт цементажа горизонтальных скважин?
на что нужно первым делом обращать внимание при проектировании тампонажных работ?

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.

    Читайте так же:
    Норма расход цемента для раствора

    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/см 3 ).

    (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.
    1. В настоящее время номенклатура тампонажных цементов на основе портландцемента и шлака содержит:

  • 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/см 3 );
  • облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4… 1,6 г/см 3 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.;
  • утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15 г/см 3 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.);
  • термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой 90… 140 и 140… 180°С;
  • 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.

    Читайте так же:
    Как убрать цемент с унитаза

    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.

  • 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.

    голоса
    Рейтинг статьи
    Ссылка на основную публикацию
    Adblock
    detector