Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

КОНСТРУКЦИЯ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
КОНСТРУКЦИЯ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
Конструкция забоев скважин на нефтяных, газовых и газоконденсат-ных месторождениях претерпевала много изменений: открытый забой, манжетная заливка, сплошная колонна с последующим цементированием и др.
В современных условиях, когда в качестве эксплуатационного объек-
принимают большие толщины продуктивной части, содержащей нес-
лько пластов и прослоев, неоднородных по проницаемости, наиболее
сообразной конструкцией забоя скважины следует считать наличие
ной колонны с последующим цементированием. Поскольку ск-
возн""3 ~ долговременное сооружение, а с появлением воды в залежи
ки Q ют сеРьезные осложнения в обеспечении равномерной выработ-
луатац Ьных пластов и прослоев, объединенных в единый объект эксп-
и позво ' Конструкция забоя скважин должна быть абсолютно надежной
Чессы и ТЬ Репятственн° выполнять многие технологические про-
емы, связанные с поэтапным освоением, селективным воз-
19
действием, производством ремонтно-изоляционных работ и др. . упрощения, диктуемые соображениями экономии обсадных труб, Wo 'e существенно снизить степень надежности сооружения. Напротив Т^Т как конструкция забоев скважин длительное время подвергается в * действию многочисленных факторов: кумулятивные струи и разлета3 щиеся продукты детонации; эрозия и коррозия металла труб; тер^ барическое воздействие и многие другие факторы, которые отрицатеп но действуют на колонну и цементное кольцо, необходимо нижнюю часть колонны существенно усилить как за счет увеличения толщищ, стенок труб, так и качества металла. Минимальный диаметр колонны при этом должен быть 146 мм.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
После вскрытия нефтегазового пласта с применением растворов на углеводородной основе цементированием колонны с применением вод ных цементных растворов можно свести на нет полученный эффект.
При закачке цементного раствора на водной основе и после прек ращения циркуляции в продуктивный пласт может проникнуть большей количество воды от первоначального объема жидкости затворения.
Помимо снижения естественной проницаемости призабойной зонь пласта, цементные растворы на водной основе не обеспечивают прочноп сцепления цементного камня с поверхностью обсадных труб и стенкам» скважины, покрытыми углеводородной пленкой и поверхностно-актив ным веществом, которое также может гидрофобизировать твердые по верхности. Кроме того, цементный раствор попадая в раствор на угле водородной основе, может вызвать его флокуляцию. При вскрыт» нефтегазовых пластов с применением растворов на углеводородно» основе для цементирования колонны можно использовать обращенные нефтеэмульсионный цементный раствор (ОНЭЦР). При этом проницае мость коллектора не изменяется, а качество цементирования повышает ся.
В обращенном нефтеэмульсионном цементном растворе диспер" ной средой является раствор высокоокисленного битума в дизельном топливе, а дисперсной фазой — капли воды с находящимися внутри них частицами цементного порошка. Из нефтеэмульсионного цементного раствора вода не отфильтровывается. Другим обязательным условием выполнение которого имеет особо важное значение для трещиноваты' и трещиновато-поровых коллекторов, является то, что репрессия на пла при закачке тампонажных растворов не должна прегмшать репрессии0' которую испытывал он в процессе бурения скважины. В противно случае можно зацементировать трещинные каналы и не получить прит° в скважину, даже если в процессе бурения проницаемость призабоин зоны не была ухудшена.
Впервые комплексное решение проблемы вскрытия пласта и ие™ ^ тирования с применением известково-битумного раствора (ИБ ^ ОНЭЦР было осуществлено МИНХиГП совместно с объединением кр
20
при проводке скв. 100 на Левкинской площади. В интер-нодарнефтег ^ ^ ^^ вскрытии кумских и подкумских продуктив-
вале 42W использовали известково-битумный раствор плотностью
ных отл° , з 140-мм эксплуатационная колонна была спущена на 1,95-1,9 г ^ 'и зацементирована в интервале 3200-4900 м обращенным
глубину нным цементным раствором плотностью 2,02-2,04 г/см3,
нефтеэмуль
жидкостью служил известково-битумный раствор плот-
ьтаты акустического каротажа показали удовлетворительное
лТние цементного камня с обсадными трубами и стенками скважины взвеем интервале цементирования.
В промышленных условиях были испытаны цементные растворы с облегчающими добавками. В скв. 953 Копей-Кубовской площади (Баш-киоия) при цементировании эксплуатационной колонны был использован облегченный цементный раствор плотностью 1,5 г/см3 при добавлении пластмассовых микробаллонов (5 %).
В скв. 9 Шамхал-Булак (Дагестан) был применен цементный раствор плотностью 1,13 г/см3. В качестве облегчающей добавки использовали мочалообразный измельченный отход полиэтилена. Результаты цементирования оказались положительными.
При цементировании скважин на нефтяных месторождениях Мангышлака имеет место поглощение и недохождение цементного раствора до заданной высоты. Институтом ВНИИКРнефть был разработан облегченный цемент для "горячих" скважин — ОЦГ, представляющий собой смесь совместно измельченных трепела и шлака с портландцементом. Опытная партия такого цемента была испытана при цементировании скважин на месторождениях Узень и Жетыбай.
Приготовление раствора из ОЦГ проходило без осложнений. Плотность его легко регулировали в пределах 1,36—1,54 г/см3 путем изменения водоцементного отношения (В/Ц) при сохранении нормальной прокачиваемости (растекаемость в пределах 20-24 см по конусу АзНИИ).
Высота подъема цементного раствора во всех скважинах Узеньского месторождения оказалось близкой к расчетной (около 200 м от устья), а при цементировании скв. 407, 2197 и 401 наблюдали выход тампонаж-ного раствора на устье.
На месторождении Жетыбай в 13 скважинах фактическая высота
подъема раствора оказалась выше расчетной или была близка к ней, а
скв. 492— на 400 м ниже расчетной; в скв. 335 произошло поглощение
ра во время продавливания, в результате чего недохождение его
АО Расчетной высоты составило 700 м.
вора В о Раствор не дошел до заданной высоты, а поглощение раст-Дитеть В произошло в результате резкого увеличения произво-
Давлры С™ нас°сов Цементировочных агрегатов, что привело к росту
Це ия ВЬ|ще допустимого.
зало эТИР°ВаНИе скважин на месторождениях Узень и Жетыбай пока-применения облегченного цемента для "горячих"
21
скважин, обеспечивающего подъем тампонажного раствора на этих торождениях на заданную высоту. 6с1
После вскрытия продуктивной залежи с пластовым давлением ным 10—70 % от гидростатического, с применением пен, особенно ко В пласт содержит трещиноватые коллекторы, цементирование эксплу ционной колонны нельзя успешно осуществить даже с применением к легченных пластмассовыми микробаллонами или мочалообразным отходами полиэтилена цементных растворов. Совершенно очевидн что цементный раствор плотностью 1,13—1,5 г/см3 в процессе цемент рования будет в больших количествах проникать в пласт, что приведи к его закупорке. В указанных условиях, т.е. когда пластовое давлени составляет 10—70 % гидростатического, плотность цементного раствоп должна быть не более 0,5—1,0 г/см3. Этого можно достигнуть при при менении пеноцементных растворов.
Приведем результат промышленного испытания пеноцементногс раствора в скв. 327 на Долинском нефтяном месторождении, в кото рой на глубину 2854 м была спущена эксплуатационная колонна. Пе ред цементированием скважины в процессе промывки плотность про мывочной жидкости была снижена с 1,16 до 1,14 г/см3 путем добавю нефти. Давление при промывке составляло 4,0 МПа.
При цементировании использовали цемент для "горячих" скважин имеющий следующие параметры: начало схватывания — 1 ч 45 мин, ко нец — 2 ч 20 мин, растекаемость — 23 см, прочность на изгиб — 3,0 МПа Для лучшего смешивания цементного раствора с воздухом и получения более мелких и устойчивых пузырьков затворение цемента производи ли на воде, обработанной 1%-ным сульфонолом.
Аэрация цементного раствора в процессе закачки осуществлялась с помощью компрессора при максимальном рабочем давлении 8,0 МПа и подаче 18 мэ/мин, который подключался к цементировочной голов ке. Для предотвращения случайного попадания раствора в компрессор на манифольдной линии был установлен обратный клапан.
Во время закачки цементного раствора подавали и воздух, который смешивался с ним при движении в колонне. Давление на цементировоч ной головке составляло в начале закачки 4,0 МПа, в конце — 8,0 МП, средняя плотность цементного раствора — 1,85 г/см3 (без аэрирования) Степень аэрации (отношение объема воздуха к объему цементного раст вора) была около 100.
Цементирование колонны прошло нормально, цементный раствор был поднят на заданную высоту. Несмотря на значительное превышение гидростатического давления над пластовым, поглощения промывочной жидкости и цементного раствора в процессе цементирования не набл» далось. Скважина была освоена без проведения дополнительных мер
приятии. пе.
Однако применение цементных растворов облегченного типа и
ноцементного раствора носит пока экспериментальный характер. В пр мысловых условиях проще всего использовать нормальные цементн растворы, в том числе и облегченные, для цементирования эксплУ3 цс-онных колонн на месторождениях, где пластовые давления ниже г
22
В перспективе объем работ по цементированию эксплуа-ростатическ • ^ ^ условиях сильных поглощений будет значительным, тационны*ьших месшгабах будут проводить мероприятия по доразра-когда в ^ залежей, вскрытию пласта в эксплуатационных сква-
ботке И1''"1м" зарезки вторых стволов и др. В этих условиях одним из
!ах ПУ u,_iv напоавлений может явиться, например, технологический прпгпективныл т" к
IICJ-J*"1 ~___—. пг-ч-1 п г» rar^t^-TQ П LL-ШАЛ О Q L^ V / П Г\г\1 Л O^l L1 I л I л 1 Г\Ч 1-1Г\т-ПГ\-
жинах
заключающийся в предварительном закупоривании зон погло-прием, циальными составами, обеспечивающими полное сохранение
проницаемости продуктивного пласта, а затем цементи-ес эксплуатационной колонны по известной технологии. Специа-
Ров оставы можно подобрать таким образом, чтобы они одновременно ЯЬНЬобствовали бы очистке поверхностей труб и стенок скважины от истых частиц и других веществ, что благоприятно скажется на луч-ем сцеплении цементного камня с поверхностью труб и стенкой скважин. Специальный состав должен способствовать также приданию цементному раствору, закачиваемому вслед за специальным составом, большей подвижности.
Одним из таких составов может быть пенная система, образованная из пенообразующих составов, удовлетворяющих поставленным условиям С целью обеспечения лучшей сцепляемости цементного камня с обсадными колоннами и породой в настоящее время применяют различные буферные жидкости.
При бурении наклонно направленных скважин на Самотлорском нефтяном месторождении в естественный глинистый раствор периодически вводят до 10м3 нефти. Общий расход ее на скважину глубиной 2300—2400 м составляет в среднем 40 м3.
С одной стороны, известно, что добавка нефти к буровому раствору повышает его подвижность и эластичность, придает ему антикоррозийные свойства, способствует уменьшению адгезии металла с глинистой коркой и снижению давления на выкиде насосов при циркуляции.
С другой стороны, бурение скважин с промывкой нефтеэмульсион-ными растворами нередко является причиной низкого качества разобщения продуктивных горизонтов.
Экспериментальными работами установлено, что при попадании в цементный раствор 5 % нефти увеличивается динамическое напряжение сдвига суспензии с 9,0 до 19,9 Па, возрастает структурная вязкость в . раза, удлиняются сроки схватывания раствора и уменьшается механическая прочность цементного камня.
а основании результатов лабораторных исследований были подоб-тньТУРЬ1 эрозионных буферных жидкостей, закачиваемых перед ты п НЫМ раствором для Удаления из ствола нефти. Хорошие результа-кости ЧеНЬ' ПРИ цементиР°вании скважин с применением буферной жид-Ча ?вадующего состава: 4 м3 воды, 0,5 т песка и 0,01 м3 дисолвана. кость амотл°Рском месторождении начали применять буферную жид-Техноло°ТН°СТЬЮ 1/1 г/см3' состоящую из воды, песка, дисолвана и КССБ. вана и 40ППР1ГТ°ВЛеНИП 66 проста- в 8 м3 В°ДЬ| растворяют 40 л дисол-Затем с помощью цементировочного агрегата зат-
23
воряют цементопесчаную смесь, подаваемую из цементосмесительнои машины, и откачивают ее в скважину. После закачки всего объема буфер ной жидкости, не останавливая процесса, закачивают тампонажные сус пензии и продавочную жидкость.
В 1 м3 воды содержится примерно 200 кг песка, 200 кг цемента 5 л дисолвана и 5 кг КССБ. Цемент придает системе высокую седимен тационную устойчивость, а КССБ разжижает суспензию на границе кон такта буферной жидкости с продуктами разрушения глинистой корки
Считают, что применение эрозионных буферных жидкостей на Само тлорском месторождении обеспечивает хорошее сцепление цементного камня с обсадными трубами и горными породами, когда буровые раст воры содержат нефть.
В условиях Якутии при цементировании газовых скважин более эффективной буферной жидкостью оказался вязкоупругий раздели тель (ВУР). Использование вязкоупругих смесей, состоящих из поли акриламида (ПАА), синтетической смолы (ГР, ФР-12) и технического формалина, даже в небольших объемах (2—3 м3) позволяет достичь максимально возможной степени вытеснения бурового раствора цемент ным даже из кавернозной части ствола скважины.
Трехкомпонентные ВУР йыли успешно испытаны в Средне-Ленской нефтеразведочной экспедиции треста "Якутнефтегазразведка" (Ботуо бинский газоносный район). Вязкоупругие разделители (в объеме 2-3 м3) использовали при цементировании 146-мм обсадных колонн, спущенных на глубину 1985—2535 м. Интервал цементирования состав ля л 470—480 м. Разрез скважин в этом интервале представлен карбонат ными породами с прослоями аргиллитов, алевролитов и песчаников По данным АКЦ, в результате применения ВУР сцепление цементного камня с обсадной колонной повысилось и составило 95—98 %, причем наилучшее качество цементирования отмечено в нижних интервалах (t = 10-16°C).
Одно из важнейших условий качественного цементирования эксплуа тационной колонны — создание плотного цементного кольца за колонной, особенно в интервале продуктивной части пласта. Причем цементное кольцо в интервале перфорации должно обладать еще другими свойства ми: высокая прочность, упругость, стойкость при высоких и низких тем пературах, устойчивость при наличии коррозионной среды и др.
Промысловая практика свидетельствует о том, что качественная конструкция забоев скважин и плотное цементное кольцо за колонной во многом обусловливают нормальную эксплуатацию нефтяной и газовой залежи.
Поэтому с самого начала этим вопросам должно быть уделено особое внимание. В частности, до перфорационных работ и после них необходимо тщательно проверять состояние цементного кольца за колонной с применением всех имеющихся средств, в частности акустического цемеН' томера. При необходимости уплотнения цементного кольца за колонно" целесообразно такие работы проводитьдо ввода скважины вэксплуатации

На главную страницу