Навигация
АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
49410
знаков
10
таблиц
8
изображений
10 АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Разбуриваемые залежи имеют мощность 30-40 м и являются водоплавающими; непроницаемые перемычки между нефтяными пластами и подстилающими их водонапорными пластами составляют величину 1-2 м, что накладывает повышенные требования к качеству цементирования продуктивной толщи с целью предупреждения заколонных перетоков по цементному кольцу в интервал перфорации.
Для цементирования эксплуатационной колонны в интервале залегания продуктивных пластов используется тампонажный раствор из чистого портландцемента марки ПЦТ 1-100 плотностью 1,83 г/см3 или марки «G» плотностью 1,9 г/см3.
Выше продуктивных пластов колонна цементируется цементно-бентонитовой смесью плотностью 1,5 г/см3 с учетом характеристики давлений гидроразрыва пород по стволу.
С целью уменьшения репрессий на поглощающие и продуктивный пласты используется метод двухступенчатого цементирования скважин с помощью устройства ступенчатого цементирования с применением проходных неразбуриваемых внутренних элементов, которые затем при освоении скважин проталкиваются на забой насосно-компрессорными трубами в зону специально пробуренного зумпфа.
Кроме того, в компоновку эксплуатационной колонны включен проходной гидравлический пакер для обсадных труб, который устанавливается над продуктивным пластом и герметизирует кольцевое пространство в момент получения «стоп» при цементировании нижней ступени.
Следует отметить высокий уровень оборудования технологической оснасткой эксплуатационных колонн, позволяющий достичь хорошего центрирования по всей длине.
Применение в зоне продуктивного пласта турбулизаторов и скребков позволяет достичь достаточно высокого качества цементирования этого интервала, что, наряду с установкой заколонных пакеров в зоне ВНК, значительно снизило количество заколонных перетоков из водонапорных горизонтов.
Анализ показывает, что применяются буферные жидкости с недостаточной моющей способностью, поэтому необходимо усовершенствовать рецептуры буферных жидкостей в сторону увеличения их моющей способности.
В 1999-2000 гг применялся цемент ПЦТ-I-100 Сухоложского завода, в 2000 г используется цемент типа ПЦТ-G также Сухоложского завода.
В 1999 г на базе цемента ПЦТ-100 в основном применялись следующие рецептуры:
1) ПЦТ-100 + КССБ + Сульфацелл;
2) ПЦТ-100 + Сульфацелл (0.2%) + С-3 (0.15%)
В 2000 г первая ступень цементируется исключительно цементом "G" в основном по рецептуре:
3) ПЦТ-G + КССБ (0.2%)
При применении этих трех рецептур вне зависимости от объема заколонного пространства применяется по 2 л пеногасителя ТБФ.
Водоцементное отношение применяемых в настоящее время рецептур на основе цемента G составляет В/Ц=0.44-0.45; плотность цементного раствора - 1900-1920 кг/м3; растекаемость - 200-240 мм; водоотдача- 120-150 см3/30мин.
В единичных случаях в анализируемый период для цементирования первой ступени применялся чистый цемент.
ООО "Лукойл-Бурение" взят правильный курс на снижение водоцементного отношения (до 0.44-0.46) и повышение таким образом прочности цементного камня и качества разобщения пластов;
- применение понизителей водоотдачи (Сульфацелл, КССБ, NFL-2) позволяет получить более качественное разобщение нефтяных и водонапорных горизонтов и уменьшить загрязнение продуктивных горизонтов фильтратом цементного раствора;
- применение пластификаторов (С-3, КССБ) позволяет формировать более качественный цементный камень в интервале продуктивного горизонта и обеспечить высокие технологичные свойства цементных растворов (растекаемость 23-24 см при водоцементном отношении 0.44-0.46);
- в то же время сроки загустевания и начала схватывания значительно превышают реальное время цементирования, что совместно с относительно низкой вязкостью жидкости затворения снижает изолирующую способность цементного раствора.
Основным показателем качества крепления в условиях близкорасположенных от продуктивного пласта водонапорных горизонтов является отсутствие заколонных перетоков по цементному кольцу.
За анализируемый период (1999-июнь 2000 г.) в ЭГЭБ-1 пробурено 205 скважин, при этом брак при креплении, т.е. скважины, не принимаемые на баланс заказчиком, составил 7 шт. Из них только в 4-х скважинах отмечен переток воды. В 1 скважине отмечена негерметичность эксплуатационной
колонны в пакере, в 1 скважине - оголение башмака из-за разрушения цементировочной пробки, в 1 скважине - нераскрытие отверстий в муфте ступенчатого цементирования.
Таким образом, количество брака при креплении, связанного с перетоками воды в интервал перфорации составляет 2% от общего количества пробуренных за этот период скважин. При этом половина из них, 1%, имеет перетоки из вышележащих пластов, другая половина имеет перетоки снизу.
Другим критерием качества является сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины, определяемое по данным АКЦ-метрии.
На буровых предприятиях ЗСФ ООО "Лукойл-Бурение" применяется при АКЦ-метрии широкополосная аппаратура германского производства типа USBA, которая фиксирует 3 состояния контакта цемента с колонной:
"сплошной", "частичный", "отсутствует" и 3 состояния контакта цемента с породой: "сплошной", "частичный", "неопределенный".
На диаграммах даны сведения о качестве цементирования первой ступени эксплуатационных скважин в ЭГЭБ-1 за 1999-2000 гг., с применением тампонажных цементов различных типов. Как видно из диаграмм, применение цемента G дает более высокий процент «хорошего» сцепления колонны с породой.
Рис.3 Качество сцепления цементного камня с колонной при использовании ПЦТ-100
Рис.4 Качество сцепления цементного камня с колонной прииспользовании цемента G
Наиболее высокий процент «хорошего» сцепления цементного кольца с породой наблюдается по скважинам, где цементный раствор обработан КССБ(32%), сульфацеллом + С-3 (25%), сульфацеллом (17%). Однако,
указанное повышение качества цементирования эксплуатационных колонн по данным АКЦ является недостаточным и его следует повышать.
Повышение качества цементирования и, как следствие, герметичности заколонного пространства следует достигать посредством снижения водоцементного отношения с применением эффективных пластификаторов, повышением вязкости жидкости затворения путем введения высокомолекулярных водорастворимых полимеров.
Получение прочных облегченных тампонажных составов после их твердения возможно только при введении в цементный раствор добавок значительно меньших по плотности, чем плотность воды. К таким добавкам относятся газонаполненные полые стекломикросферы (ПСМС) [1] с истинной плотностью 0,12 – 0,4 г/см3.
Размеры полых стекломикросфер соизмеримы с частицами цемента и равны 0,25 – 0,35 мкм.
Добавка ПСМС к цементу в количестве 10 – 25 % позволяет получать при ограниченном количестве воды сверхлегкие тампонажные растворы плотностью 1,2 – 1,4 г/см3.
Для формирования герметичного цементного кольца, обладающего повышенной адгезией к колонне и стенкам скважины необходимо минимизировать водоцементное отношение и время начала схватывания тампонажного раствора при заданной вязкости жидкости затворения. Снижение водоцементного отношения при сохранении необходимой подвижности раствора можно достигнуть путем введения различного рода пластификаторов. Сроки схватывания регулируются введением реагентов-ускорителей типа хлористый кальций или кальцинированная сода. Вязкость жидкости затворения можно повышать путем добавок высокомолекулярных водорастворимых полимеров.
Похожие работы
... – 114,3 мм) можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин и бурения. Параллельно с совершенствованием и созданием новых технологий выполнения нефтепромысловых работ шло развитие и технологии изготовления гибких труб, а также нефтепромыслового оборудования и инструмента, обеспечивающего их применение. Таблица 1. Виды работ Доля каждого вида работ в общем ...
0 комментариев