Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

4

абмуЦзаЦ икйсЦллД ойкеакйЗДзаь сЦеЦзнзйЙй дйгъсД а Згаьыфап зД зЦЙй кДбгаузхп оДднйкйЗ

Из-за трудностей достаточно точного учета и моделирования изменения свойств тампонажных материалов под воздействием скважинных факторов сроки и другие параметры процесса формирования цементного камня в заколонном пространстве нередко существенно отличаются от определяемых в лабораторных условиях. Поэтому планирование работ по заканчиванию скважин только на основе лабораторных данных о процессе цементирования может привести к осложнениям и задержкам их сооружения.

В то же время дифференцированность во времени как выделения тепла при загустении, схватывании и твердении цементного раствора, так и изменения упругопрочностных свойств образующегося тампонажного камня, указывает на возможность изучения непосредственно в скважинах динамики формирования цементного кольца путем регистрации в период ОЗЦ температуры и амплитуды волны, распространяющейся по колонне (АК), характеризующей изменение состояния контакта его с колонной, как функции повышения прочности тампонажного камня или образования дефектов в нем.

С учетом такой возможности были проведены с помощью электротермометра и АКЦ неоднократные в период ОЗЦ термометрические и акустические (временные термоакустические) исследования зацементированных скважин и их макетов с заданными параметрами процесса цементирования [39].

223

4.1. КОМПЛЕКСНЫЕ ВРЕМЕННЫЕ

ТЕРМОАКУСТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ПЕРИОД ОЗЦ ЗАЦЕМЕНТИРОВАННЫХ МАКЕТОВ СКВАЖИН

В более сорока макетах скважин, которые цементировались при разной температуре различными тампонажны-ми материалами, регистрировались в период ОЗЦ значения температуры и относительной амплитуды распространяющейся по колонне акустической волны А^ отн. Одновременно с регистрацией температуры и Ак отн с помощью прибора Вика и весом Михаэлиса определялись сроки схватывания, а затем прочность на изгиб оизг образцов исследуемого цемента, которые находились в поддерживающем заданнaю температуру макета скважины термостате (см. рис. 69, ) [41].

Исследования проводили по следующему плану:

1) включали систему обогрева макета скважины;

2) после стабилизации заданной температуры в системе обогрева затворяли тампонажный материал и заливали полученный раствор в пространство между трубой и кожухом макета;

3) заполняли формочки этим тампонажным раствором для получения его проб и образцов цементного камня (балочки и пробы для исследований с помощью прибора Вика и весов Михаэлиса), помещаемых в подключенный к макету термостат;

4) включали аппаратуру АКЦ, индикатор температуры (электротермометр) и непрерывно регистрировали температуру и Ак;

5) периодически проводили измерения на пробах цемента из термостата с помощью прибора Вика;

6) при получении показаний прибора Вика, соответствующих концу схватывания тампонажного раствора, начинали испытания прочности на изгиб образцов-балочек из этого тампонажного материала;

7) по прекращении изменений значений Ак или достижении тампонажным камнем прочности на изгиб, приблизительно равной 1 МПа, исследования прекращали.

При проведении таких исследований макеты скважин цементировали портландцементом (для сравнения) и каждым изучаемым специальным тампонажным материалом при различных значениях В/Ц и температуры, в том числе при изменении последней в период ОЗЦ.

224

4.1.1. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ МАКЕТОВ СКВАЖИН, ЦЕМЕНТИРУЕМЫХ ПРИ НЕИЗМЕННОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ

На иллюстрирующем (рис. 91) основные результаты проведенных исследований в период ОЗЦ макете скважин, цементируемых при неизменной температуре, представлены кривые изменения значений Ак отн по времени 1 после заливки тампонажных растворов — Ак отн = f(i) [44]. Количественные характеристики этих кривых сопоставлены с данными прибора Вика и весов Михаэлиса в табл. 16.

Рис 91 Результаты виеменных теомоакустических исследований макетов скважин в период ОЗЦ

225

it • IE~t 16

Номер

Темпе-
Схватывание тампонажного раствора после за-

кривых
(см. рис. 91)
Тампонаж-ный раствор
ратура цементирования, °С
ливки макета скважины

Начало
Конец

Период

Время \, ч
Каш
Время \, ч
Ажо-ш
О™, МПа
ч

1
Портландцемент
65
1,5
0,8-0,85
2,5
0,2-0,25
=01
1,0

2
Портланд цемент
35
3,0
0,8-0,85
6,0
0,2-0,25
=о1
3,0

3
Гельце-мент 5:1
60
2,0
0,8-0,85
3,5
0,35-0,40
"
1,5

4
ОЦГ
60
3,0
0,8-0,85
6,5
0,4-0,45
—
3,5

5
ОЦГ
42
4,5
0,8-0,85
10,5
0,4-0,45
—
6,0

Из представленного материала (см. рис. 91 и табл. 16) следует.

При постоянной температуре цементирования макетов скважин ее значение не влияет на характер изменения во времени упругопрочностных свойств (в значениях Ак отн = = f(i)) как портландцемент, так и облегченной цементной массы в затрубном пространстве, а лишь удлиняет (низкая температура) или сокращает (высокая) время этого процесса.

Для цементов всех типов кривые A,. OTH = f( 5) имеют три характерных участка, которые, согласно данным прибора Вика, соответствуют интервалам времени: АА — от конца заливки до начала схватывания тампонажного раствора, AQ — от начала до конца его схватывания (с наиболее интенсивным уменьшением Ак во времени, связанным с резким увеличением прочности образующегося цементного камня), QE — после конца схватывания (см. рис. 91).

Началу схватывания тампонажных растворов, как порт-ландцементного, так и облегченных (гельцемента и ОЦГ), соответствуют значения Ак отн в пределах 0,8 — 0,85. Концу схватывания портландцементного раствора соответствуют значения \ отн 0,2-0,25 (при прочности на изгиб образцов тампонажного камня около 0,1 МПа), гельцементного раствора 5:1 - 0,35-0,40 и раствора из ОЦГ - 0,40-0,45.

При одинаковых температурах цементирования период схватывания раствора из ОЦГ более длителен, чем у гельцементного, у которого он больше, чем у портландцементного, что обусловлено замедлением процесса формирования тампонажного камня из облегченных цементов.

226

Практически линейная зависимость Ак отн = f( 5) (особенно при цементировании макетов скважин портландцементом) на участках AQ кривых (см. рис. 91) позволяет по двум значениям Ак1 отн и Ак2 отн, зарегистрированным в течение схватывания тампонажного раствора, определять как графически, так и аналитически, сроки начала и конца его схватывания [23].

Для портландцемента время конца схватывания Тк можно определить по формуле

(1, - %)( Д,1пт„ - 0,25)

\= .. ^М^1отн-----+ % (41)

^kIoth - ^к2отн

где %, % — время соответственно первого и второго замеров АКЦ после цементирования.

В процессе аналогичных исследований макетов скважин, зацементированных тампонажными растворами из гельце-мента с соотношением цемент —глина 3:1, установлено, что количественные характеристики кривых Ак = f( i) для утяжеленного цемента для “горячих" скважин (УЦГ) близки к характеристикам кривых для портландцемента, а количественные характеристики кривых Ак = f( 5), для гельцемента 3: 1, близки к характеристикам кривых для ОЦГ.

4.1.2. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ МАКЕТОВ СКВАЖИН ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ В ПЕРИОД ОЗЦ

Так как в скважинных условиях загустевание, схватывание и твердение тампонажных растворов происходят в основном при переменной температуре, с целью изучения влияния ее изменений на состояние контактов цементного кольца с колонной были проведены временные термоакустические исследования макетов зацементированных скважин с изменениями температуры в период ОЗЦ, по результатам которых сделаны следующие выводы [32].

Периодическое повышение температуры на протяжении всего времени ОЗЦ вызывает ослабление контакта цементного кольца с обсадной трубой (увеличение Ак отн) тем более, чем ниже в момент повышения температуры прочность тампонажного камня (рис. 92). Поэтому максимальное увеличение Ак отн (наибольшее ослабление контакта цементного кольца с обсадной трубой) происходит при повышении температуры в период от начала до конца схватывания тампонажного раствора.

227

Рис. 92. Влияние изменений температуры в период ОЗЦ на состояние (в значениях А ) контакта цементного кольца с обсадной трубой макета скважины:

I II III — квивые изменения соответственно темпеватлдвы t пвочности о и ,отн цемента '

В интервалах времени ОЗЦ до начала схватывания тампо-нажного раствора и после начала его твердения повышение температуры практически не вызывает увеличения Ак отнг и, следовательно, не влияет на состояние контакта цементного кольца с обсадной трубой (см. рис. 92).

Ослабление контакта цементного кольца с обсадной трубой (увеличение Ак) находится в прямой зависимости от интенсивности повышения температуры в период схватывания тампонажного раствора между цементным кольцом и обсадной трубой и достигает максимального значения (вплоть до образования зазора между цементным кольцом и обсадной трубой) при цементировании макета скважины облегченными тампонажными растворами (рис. 93).

Снижение температуры в период ОЗЦ также может ухудшить состояние контакта цементного кольца с обсадной трубой, о чем свидетельствуют результаты исследований макета

228

Рис. 93. Изменения состояния (в значениях Ак отн) контакта с обсадной трубой цементного кольца из разных тампонажных материалов при повышении в период схватывания цемента температуры с интенсивностью:

$ - ОЦГ у = 1 46 г/см3- • - УИГ-1 у = 2 03 г/см3- - гелытемент 5-1 у = 1 6 г/с^з. у _ портландцемент у = 1 82 г/см3- 1 - до 8 "С/ч 2 - около 3

°С/ч; 3 -"при постоянной температуре

скважины, представленные на рис. 94. Из рассмотрения кривых следует, что снижение температуры с интенсивностью до 5 °С/ч в начальный период ОЗЦ зацементированного ОЦГ макета скважины повышает значения Ак, т.е. ослабляет контакт цементного камня с обсадной трубой.

Ухудшение состояния контакта цементного камня, особенно облегченного, с колонной при изменении температуры в течение ОЗЦ обусловлено значительно большим коэффициентом теплового расширения тампонажного раствора в пери-

229

Рис. 94. Кривые изменения в период ОЗЦ состояния (в значениях Акотн) контакта цементного кольца пз ОЦГ (у = 1500 г/м3) с обсадной трубой макета скважины:

1 — при t = const; 2 — при снижении t; 3 — при изменении t

од схватывания, чем металла обсадной трубы, а также замедленными сроками формирования и низкой прочностью облегченного цементного камня.

4.2. ВРЕМЕННЫЕ ТЕРМОАКУСТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН (ВТАИС) В ПЕРИОД ОЗЦ

4.2.1. ОБОСНОВАНИЕ ПРОВЕДЕНИЯ ВТАИС И ИХ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

Основные из изложенных результатов исследований в период ОЗЦ макетов скважин были подтверждены временными исследованиями термометром и АКЦ в промысловых условиях (рис. 95) [31, 41, 45, 47, 56].

Характер полученных в скважинных условиях кривых АКОтн = f(i) (см- Рис- 95, $) подтверждает сокращение срока схватывания тампонажного раствора при повышении температуры цементирования (и наоборот), а также возможность определения времени начала и конца этого процесса по данным АКЦ.

Сопоставление кривых изменения во времени ОЗЦ темпе-

230

Рис. 95. Результаты ВТАИС в период ОЗЦ:

$ — кривые Акотн = f(i ): 1 — в интервале аргиллитов 1480 — 2015 м скв. 176 Сургутской пл. при 70 °СГ 2 - на глубине 970 м скв. 1479. площади Узень при 50 °С; • — вариационные кривые температуры t (1) и Акотн (2) на глубине 1107 м скв. 136 Каневско-Лебяжьей площади

ратуры и Ак ОТНР зарегистрированных на глубине 1107 м скв. 136 Каневско-Лебяжьей площади (см. рис. 95, •) свидетельствует об ослаблении контакта цементного камня с колонной (увеличении значений Ак отн) при повышении температуры в период схватывания тампонажного раствора [32].

На основе соответствия результатов макетных и промысловых исследований было начато проведение временных термоакустических исследований скважин в период ОЗЦр в процессе применения которых производились их усовершенствования.

Создано и успешно испытано в скважинах Краснодарского края комплексное устройство, позволяющее при спуске в скважину регистрировать изменения температуры (в том числе ее аномалии), а при подъеме — кривые Ак и \ АКЦР что повышает сопоставимость регистрируемых параметров и достоверность их совместной интерпретации, а также сокращает время проведения исследований.

Регистрация, одновременно с кривой Ак, фазокорреляци-онной диаграммы (ФКД) позволила изучать изменения в период ОЗЦ состояния контакта цементного кольца не только с колонной, но и с породой (стенкой скважины), а регистра-

231

а

Глубина, м

Ом-м

О 5 10

СМ ОТН. I

отн. ед. О 0,5

МКС

550 1350\

МКС

550 1350

МКС

550 1350 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 t, °C ТГ

1200 h^i?-'-

1250

1300

1350

1400

1450

-dV

V- it

Лк2 через 9 ч

ФКД!

через 7 ч

•¦¦№

11 ;.» >

ФКД2

через 9 ч

в 72 76 20 Т, ч

ция отраженных от муфтовых соединений колонны акустических волн — процесс формирования во времени цементного кольца из облегченных тампонажных материалов или из смесей бурового и цементного раствора без дополнительных простоев скважин.

С целью повышения достоверности и информативности интерпретации данных ВТАИС в период ОЗЦ привлекались необходимые материалы об определяющих состояние крепления скважины геолого-технических условиях ее строительства.

4.2.2. ИЗУЧЕНИЕ ПО ДАННЫМ ВТАИС ХАРАКТЕРИСТИК ФОРМИРОВАНИЯ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА

Усовершенствование ВТАИС и применение их в скважинах с различными геолого-техническими условиями (в Краснодарском крае, Оренбургской и Пермской областях, Мангышлаке, на Самотлорском, Уренгойском, Ямбургском и Бованенском на Ямале нефтегазовых месторождениях) позволили выявить возможности изучения других, кроме отмеченных выше, характеристик процесса формирования цементного кольца, основные из которых иллюстрируются результатами исследований интервала 1190-1500 с мкв. 1244 Троицкой площади [41].

На рис. 96, t представлены зарегистрированные в этом интервале с помощью комплексного устройства через 6, 8, 12 и 18 ч после цементирования термограммы (t, °C) и через 7, 9 и 19 ч — кривые Ак с ФКД.

В табл. 17 приведены: конструкция этой скважины, проектная высота подъема тампонажного раствора q^ пр, тип, состав и количество закачанного цемента, а также для выбранных глубин, литология, значения отклонения от номинального диаметра ствола скважины AdCKB, отсчитанные на кривых (см. рис. 96, $) значения температуры t и Акотн и результаты интерпретации кривых t, Ак отн и ФКД.

С целью изучения характера изменения во времени ОЗЦ зарегистрированных параметров Ак отн и t для выбранных глубин (1220 и 1255 м) строились вариационные кривые t = f(i)H А,;^ = f(i) (рис. 96, •).

Анализ на основании изложенных принципов интерпрета-

Рис. 96. Комплексная диаграмма ВТАИС в период ОЗЦ (t) и вариационные кривые t = f ( T ) (•)

233

it • 1Ё~Ф 17

Время пос-

Схватывание
Время пос-

Состояние контакта

Глубина, м
Литология
Аdскв, мм
ле цементирования, ч
t, °С
цементного раствора (нет "-”,есть" + ")
ле цементи рования,
Ажотн
цементного камня

с колонной
с породой

1220
Глина
0
6
44,0
-
7
0,45
Частичный

8
46,5
—
9
0,35
”
—

12 18
47,0 50,0
+ +
19
0,20

Частичный

1255
Песчаник,
+30
6
45,0
—
7
0,40
”
—

глина

8 12 18
48,0 49,0 53,5
+ +
9 19
0,25 0,05
Есть
Частичный

1300
Глина
+20
6 8
45,0 52,5
—
7 9
0,20 0,05
Частичный Есть
”

12
54,0
+
19
0,00
”
Есть

18
58,0
+

1355
Глина
0
6
49,0
—
7
0,05

Частичный

8
57,0
+
9
0,00

"

12 18
56,5 58,5
+ +
19
0,00

Есть

1410
Глина
0
6
54,0
—
7
0,00

Частичный

8 12
60,5 58,5
+ +
9 19
0,00 0,00

Есть

18
61,0
+

1460
Песчаник
0
6 8
56,5 60,5
+
7 9
0,00 0,00

Частичный Есть

12
58,5
+
19
0,00

"

18
61,0
+

При» Закачано:
ечания: 1. гельцемента
d„, 295, 5:1 19 м3
216 мм; L 350, 1550 м. 2. d „ 245, 146 мм; L 350, 1550 и портландцемента 9 м3 с концентратором ССБ 12 л/м.
м. 3. cщ пр = 1150 м. 4.

 ции кривых (см. рис. 96, $ и табл. 17) и вариационных кривых t и А„ отн позволяет сделать следующие выводы.

1. Сравнительно слабое повышение температуры в период ОЗЦ и частичность контакта цементного камня с колонной и породой через 19 ч после цементирования (по данным кривых Ак и ФКД) указывает на то, что выше глубины 1230 м в заколонном пространстве поднят гельцемент с замедленным схватыванием и твердением.

2. В интервале 1230—1330 м находится смесь портландцемента и гельцемента с повышающимися во времени ОЗЦ температурой и плотностью контакта цементного камня с колонной и породой, а следовательно, с увеличивающимися прочностью и изоляционной способностью.

3. По данным вариационных кривых Ак отн = f(i) (см. рис. 96, •) сроки конца схватывания цемента \1 и \2 на глубинах 1220 и 1255 м молено оценить соответственно через 10 и 9 ч после цементирования, что не противоречит характеру вариационных кривых t = f ( i), на которых максимумы температуры интерполируются в те лее сроки.

4. Затухающее во времени повышение температуры, связанное с гидратацией цемента, и образование плотного контакта тампонажного камня с колонной (Д\ = 0) и частичного контакта его с породой к 7 ч после цементирования во всем интервале 1330 — 1500 м свидетельствуют о заполнении зако-лонного пространства портландцементом, обеспечивающим надежное разобщение пластов.

5. Пропорциональность значения приращения температуры при схватывании цементного раствора его удельному объему (на 1 м ствола скважины в заколонном пространстве) позволяет на основе обработки согласно табл. 18 и сопоставления данных неоднократной термометрии в период ОЗЦ, кавернометрии и диаграмм Ак с ФКД оценить степень вытеснения из каверн бурового раствора цементным.

6. Близость значений ?1 и а2 (см. табл. 18) для верхней каверны (1438-1443 м) и небольшое их различие для нижней (1455—1461 м) характеризуют практически полное вытеснение из этих каверн бурового раствора цементным, что подтверждается наличием против них контакта цементного камня с колонной и частичностью контакта его с породой.

Кроме вышеизложенного, по данным ВТАИС может быть установлено следующее.

Интервалы смешивания в заколонном пространстве порт-ландцементного или облегченного тампонажного растворов с

235

it • IE~t 18

Интервал скважины
Диа-метр ствола скважи-ны, мм
Удель-ный объем зако-
лонного
простран-ства AV, м3/м
S1 =
= AV/
AV2
Среднее прира-щение температуры схваты-вания, At, "С
а2 =
= At/ At2
Контакт цементного каМ-

тип
м
ня по данным \ и ФКД

с колонной
с породой

Кавер-нозный Нека-вернозный Кавер-нозный
1438-1443 1410-1420
1455-1461
245 214
240
0,047 0,036
0,045
1,3 1,25
6,0 4,5
6,0
1,35 1,35
Есть
Части-чный

буровым (переходные зоны) отмечаются постепенным уплот-нением контакта цементного камня с колонной (снижением кривой Ак или Аотр по глубине скважины от максимальных значений до нулевых) и, как правило, уменьшением протяженности во времени.

На термограммах переходная зона может отмечаться более значительным, чем при неустановившемся тепловом режиме скважины, повышением температуры с ее глубиной за счет гидратации цемента.

Сопоставление результатов временных замеров температуры, А,; и А^ позволяет изучать характер формирования во времени интервалов смешивания тампонажных растворов с буровым.

Образование в период ОЗЦ дефектов цементирования (каналов в цементном кольце, зазоров между ним и колон-ной или породой) характеризуется по временным данным А,, и ФКД ухудшением во времени состояния контакта цемент-ного камня с колонной или породой до частичного или его отсутствия.

Зоны поглощения тампонажного раствора при цементиро-вании скважины характеризуются по данным временных температурных исследований аномальными значениями сни-жения температуры до начала схватывания цементного раствора против некавернозных пород и ее повышения после схватывания.

4.2.3. О ДОСТОВЕРНОСТИ ОЦЕНКИ СРОКОВ

СХВАТЫВАНИЯ ЦЕМЕНТОВ

В СКВАЖИНАХ ПО ЛАБОРАТОРНЫМ ДАННЫМ

Подбор рецептур тампонажного раствора для цементирования глубоких скважин основан на моделировании сква-жинных давлений и температур. Кроме времени загустевания и сроков схватывания, как правило, определяют прочность образующегося в результате схватывания тампонажного камня. Практика цементирования скважин в целом подтверждает возможность определения сроков схватывания тампонажного раствора в автоклавах, позволяющих создавать забойные давления и температуры.

Тем не менее в литературе появляются сведения о том, что фактическое поведение тампонажных растворов в скважине не соответствует данным лабораторных анализов, например по срокам схватывания. Поскольку причины такого несоответствия выяснены недостаточно, подвергается сомнению возможность моделирования процессов схватывания и твердения тампонажных цементов в автоклавах, в частности возможность регламентирования времени ожидания затвердения цемента на основании данных о прочности тампонажного камня, твердеющего в автоклавных условиях.

Для выяснения этого вопроса было проведено сопоставление данных лабораторных и термоакустических исследований в период ОЗЦ после цементирования эксплуатационных колонн на скважинах Троицкой площади Краснодарского края, сведения о конструкции и цементировании которых приведены в табл. 19 [42].

й • IE~t 19

Первая порция
Вторая порция

Диаметр
Интервал
тампонажного
тампонажного

Скважина
обсадной колон-
расположения обсад-
раствора1
раствора2

Средняя
Интер-
Средняя
Интер-

ны, мм
ной ко-
плот-
вал це-
плот-
вал це-

лонны, м
ность,
ментиро-
ность,
ментиро-

г/см3
вания, м
г/см3
вания, м

645
245
0-350

140
0-995
1,45
0-1200
1,78
1200-1550

146
996-1550

1244
245
0 350

146
0-1550
1,40
150-1340
1,70
1340-1550

1404
245
0-350

146
0-1550 гемента с гл!
145
0-1000
1,70
1000-1550

1 Смесь
портланд
гнопорошком в соотб
ошении 5:1.

2 Тампо
нажный ц
эмент для хоу
юдных скважин.


237

Все три исследованные скважины пробурены в идентичных геологических условиях по одинаковой технологии. Скважины были предназначены для вскрытия IV нефтегазового горизонта, располагающегося в интервале от 1420 до 1520 м и имеющего пластовое давление приблизительно 15,5 МПа, температуру около 60 °С.

Согласно программе проведения исследований, после цементирования эксплуатационной колонны и сброса давления на устье в скважину спускали в общем корпусе термометр ТЭГ-36 и АКЦ-1. При спуске замеряли температуру, а при подъеме - амплитуду акустической волны, проходящей по колонне Ак. Спуск-подъем приборов производили несколько раз в течение 24 ч ОЗЦ.

Подробно рассмотрим условия цементирования и результаты исследований на одной из них - скв. 1244 Троицкой (результаты, полученные на остальных скважинах, были аналогичны). Низ эксплуатационной колонны был оборудован обратным клапаном ЦКОД-146, толщина стенки колонны 7-8 мм. Промывка перед цементированием длилась 1 ч 15 мин при расходе 20 л/с. Температура выходящего на устье бурового раствора в конце промывки равнялась 31 °С. При цементировании скважины в течение 1 ч было закачано 19 м3 портландцементного растворов (вторая порция). Обе порции приготовили на воде, в 1 м3 которой содержалось 12 л концентрата ССБ плотностью 1,16 г/см3. Температура закачанного раствора составляла 17-19 °С. Тампонажный раствор продавливали в течение 23 мин буровым раствором плотностью 1,24-1,28 г/см3. Объем продавочной жидкости - 24 м3. Момент “стоп” был получен при давлении на устье 11 МПа через 1 ч 26 мин после начала цементирования.

На рис. 97 представлены результаты исследований, которые удобно рассмотреть по интервалам размещения первой и второй порций тампонажного раствора.

Вторая порция размещалась в интервале 1330—1550 м. Через 7 ч после окончания цементирования Ак = 0 (см. рис. 97, $), следовательно, тампонажный раствор уже схватился. Такой результат вполне согласуется с лабораторными данными (см. рис. 97, •). Ввиду завершения схватывания и снижения тепловыделения из твердеющего раствора, нагрев приствольной зоны сменяется охлаждением в период между температурными замерами, проведенными через 9 и 13 ч (см. рис. 97, ,).

В интервале 1230—1330 м, где находилась зона смешивания первой и второй порций, между 7- и 19-часовыми замерами

238

Рис. 97. Сопоставление результатов термоакустических и лабораторных исследований в скв. 1244 Троицкой площади:

t — нементогюаммы чеюез 7 (1) и 19 (2) ч: • — сюоки начала (3) и конца (4) схватывания тампонажного юаствоюа по лан-ным лабораторных анализов - термограммы через 7(5), 9(6), 13(7) и 9(8) ч после окончания цементирования; -кавернограмма (9)

АКЦ Ак снижается до нуля (см. рис. 97, а), что свидетельствует о завершении схватывания смеси в этот период. Очевидно, наличие гельцемента в твердеющей смеси замедляет ее схватывание.

Схватывание первой порции тампонажного раствора, размещенного в интервале 150—1230 м, трудно установить по данным температурных замеров и АКЦ, поскольку тепловыделение и упругопрочностные характеристики гельцементной массы значительно ниже, чем портландцемента. Тем не менее и здесь имеются признаки подтверждающие сходимость геофизических данных с лабораторными данными (см. рис. 97, 6). По данным термометрии в период последнего (19-часового) спуска приборов схватывание гельцементного раствора плотностью 1,40 г/см3 завершено на глубине, превышающей 850 м. Замеры АКЦ также показали уменьшение Ак, особенно заметное ниже 850 м. О начале схватывания гельцементного раствора, расположенного выше 850 м, свидетельствует подъем температуры между 13- и 19-часовыми замерами в интервале каверн под башмаком кондуктора (см. рис. 97, в, г).

Таким образом, проведенные исследования показали, что можно с достаточной точностью определять сроки схватывания тампонажного раствора в лабораторных условиях, если последние и рецептура проб максимально приближены к скважинным.

4.2.4. ВОЗМОЖНОСТЬ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИН

При твердении цементного раствора в скважине через 1,5 — 3 ч от начала затворения происходит замедление процессов структурообразования, которое продолжается 5-9 ч. При этом нарушается формирование сплошного тампонажного камня за счет расслоения цементного раствора. Образующийся тампонажный камень характеризуется неравномерной прочностью, слоистой крупнозернистой структурой, проницаемостью и низкой адгезией.

Уменьшить до минимума стадию замедления структурообразования, сократить сроки схватывания и существенно изменить в сторону повышения качество физико-механических свойств цементного камня в скважинных условиях оказалось возможным, одновременно осуществляя интенсивный кратковременный нагрев тампонажного раствора в заколонном

240

пространстве и низкочастотные затухающие колебания давления на колонну [78, 89].

Этот принцип послужил основой для разработки технологии предотвращения каналообразования в отдельных интервалах заколонного пространства, а следовательно, предупреждения газонефтеводоперетоков (в случае достаточного вытеснения глинистого раствора).

Сущность технологии заключается в своевременном, до уменьшения давления твердеющей тампонажной смеси в за-колонном пространстве ниже пластовых давлений, а следовательно, до возникновения газонефтеводопроявлений или меж-пластовых перетоков, создании в заданных его интервалах с наибольшей вероятностью прорыва пластовых флюидов (например, против непроницаемых “покрышек” над газонефтеносными пластами, или против глинистых прослоев между газонефтеносными и водоносными пластами) цементных перемычек, обеспечивающих надежную герметизацию нижележащего заколонного пространства.

Затем соответствие по глубинам заданным интервалам толщину, скорость твердения и набора прочности создаваемых цементных перемычек оценивают по данным неоднократно проведенных в период ожидания затвердения цементной массы за обсадной колонной в скважине замеров электротермометром и аппаратурой акустического контроля за цементированием с регистрацией фазокорреляционных диаграмм, т.е. по данным временных термоакустических исследований в период ОЗЦ.

Для этого после закачки в заколонное пространство там-понажного раствора, но до начала его твердения, в заданных интервалах скважины сжигают опущенные на каротажном кабеле специальные пороховые заряды, например, из серийно выпускаемых: аккумулятор давления скважинный (АДС), или пороховой генератор давления (ПГД, БК).

Пороховые заряды воспламеняются электрическим импульсом и в процессе горения одновременно создают в скважине пульсирующее, с затухающими частотой и амплитудой давление через колонну на еще не затвердевшую тампонаж -ную смесь и ее интенсивное нагревание. Низкочастотная затухающая пульсация давления в скважине создает затухающие колебания тампонажной смеси, ускоряющие физико-химические процессы уплотнения и упрочнения ее структуры с постепенным переходом в спокойное, устойчивое состояние.

При этом параметры порохового заряда подбираются так,

241

чтобы максимальная амплитуда избыточного пульсирующего давления в скважине, образующегося при его сгорании, была достаточно велика для создания колебаний тампонажной смеси, но не превышала зависящее от гидростатического давления и диаметра обсадной колонны в интервале сгорания предельное давление, при котором нарушается целостность обсадной колонны в ее резьбовых соединениях.

Одновременно создаваемое интенсивное нагревание тампонажной смеси в заколонном пространстве скважины, в которой измеряемое после сгорания заряда превышение –оновых значений температуры изменяется в пределах 30 60 °С, обеспечивает ускоренные твердение и набор прочности тампонажной смеси без дополнительного дорогостоящего и не всегда эффективного использования специальных добавок к тампонажному раствору.

Для оценки своевременности создания с помощью зату-хающего баротеплового воздействия цементных перемычек, их соответствия по глубинам заданным интервалам и надеж-но- сти герметизации находящегося под ними заколонного пространства в скважине после сгорания пороховых зарядов проводят временные термоакустические исследования скважины в период ОЗЦ.

На зарегистрированных в процессе таких исследований термограммах в интервалах воздействия сожженных пороховых зарядов отмечаются температурные аномалии с превы-шением фоновой температуры в скважине на 30–60 °С, уменьшающиеся со временем. На зарегистрированных в период ОЗЦ диаграммах АКЦ и ФКД в интервалах баротеплового воздействия отмечается ускоренное образование в заколонном пространстве твердых цементных перемычек с плот-ным контактом с колонной и породой (т.е. высокой прочности) и с толщиной, достаточной для выдерживания макси-мального перепада давления в скважине, при отсутствии или частичном контакте с колонной и породой незатвердевшей тампонажной смеси в ниже- и вышележащих интервалах заколонного пространства. А это свидетельствует о своевременном создании надежной герметизации частей заколонного пространства, находящихся ниже сформированных цемент-ных перемычек (еще до возможности образования газонеф-теводопроявлений и межпластовых перетоков).

Пример. На зарегистрированных в нефтяной скважине кривой КС 1 зонда А2МО и кавернограмме 2 отмечается интервал 1628,5– 1631,5 м глини-стого кавернозного прослоя 3 между нефтеносной и водоносной частями продуктивного горизонта (рис. 98).

242

Рис. 98. Результаты термобарического воздействия в нефтяной скважине

Для повышения надежности предотвращения перетока пластовой воды из водоносной части горизонта в нефтеносную были проведены работы по созданию в заколонном пространстве против глинистого прослоя непроницаемой цементной перемычки с помощью сжигания порохового заряда.

Длину заряда L определяли по формуле

243

L = p ' +ao>po D (42j

2K1-а0)фрп

где р - суммарное (избыточное плюс гидростатическое) давление, образующееся в колонне при сгорании порохового заряда; а0 = 0 — для неперфо-рированной колонны; р0 — гидростатическое давление в интервале 1637 — 1638 м сгорания заряда в скважине, равное, при плотности бурового раствора 1,2 г/см3, 19,65 МПа; D - внутренний диаметр обсадной колонны, равный 146 мм; a = 0,96-Ю-3; сррп = 1400 МПа.

Заданное максимальное значение избыточного давления, создаваемого в скважине при сгорании порохового заряда, р1 = р — р0 = 16,5 МПа < < 20,1 МПа, т.е. не превышало предельное для резьбовых соединений колонны.

Из (42) получаем L = 902 мм, что соответствует длине одного порохового заряда ПГД.БК-100М с массой 9,75 кг.

Через 2,5 ч после цементирования скважины и получения сигнала “Стоп" в интервале 1637-1638 м (см. рис. 98, кривая 4) на 5,5 м ниже глинистого прослоя был сожжен опущенный на каротажном кабеле один заряд ПГД.БК-100М, а затем были проведены временные термоакустические исследования в период ОЗЦ.

На термограмме 5 (см. рис. 98), зарегистрированной через 1,5 ч после сгорания заряда, в интервале 1620—1645 м отмечалась температурная аномалия с максимальной температурой 70,5 °С, что характеризовало повышение температуры при нагревании скважины и тампонажной смеси за колонной по сравнению с фоновой температурой (40 °С) более чем на 30,5 °С.

На термограмме 6 (см. рис. 98), зарегистрированной через 5 ч после сгорания заряда, максимальная температура аномалии уменьшилась до 52 °С, что свидетельствовало о постепенном остывании подвергшегося нагреву интервала скважины и тампонажной смеси в нем.

На кривых A„, и A„, АКЦ (см. рис. 98, соответственно кривые 7, 8) и ФКД (не приводится), зарегистрированных соответственно через 6 и 23 ч после цементирования, отмечалось наличие плотного контакта цементного камня с колонной и породой в интервалах соответственно 1625-1644 м и 1619—1645 м, а также частичность или отсутствие такого контакта в выше-и нижележащих интервалах заколонного пространства скважины. А это показывает, что в достаточно широком интервале против глинистого прослоя опережающе создана (до начала твердения тампонажной смеси, а следовательно, до возможности возникновения перетока пластовой воды из водоносной части горизонта) прочная непроницаемая цементная перемычка, способная по своей толщине выдержать максимальные перепады давления в скважине, т.е. надежно герметизирующая нижележащее заколонное пространство.

К концу 1996 г. технология предотвращения каналообра-зований и заколонных проявлений на основе использования баротеплового воздействия внедрена в 45 скважинах Кущевско-го ПХГ с экономическим эффектом 2 374 082 тыс. руб. в ценах 1996 г. В 1997 — 99 гг. внедрение технологии продолжалось.

Результаты применения ВТАИС после баротеплового воздействия в скважинах Кущевского ПХГ (рис. 99) показывают, что в заданных интервалах заколонного пространства этих скважин созданы непроницаемые цементные перемычки, подтвержденные промысловыми данными об отсутствии межпластовых перетоков и газопроявлений, имевших

244

Рис. 99. Результаты термобарического воздействия ПХГ:

скважинах Кущевского

A — глины* A — песчано-алевюитовые гоюизонты* C — интеювалы теюмоба-рического воздействия; I, Ia Ia ' - эксплуатационные горизонты; II - обводненный горизонт- 1 2 - термограммы соответственно через 4 и 7 ч после сжигания зарядов; 3, 4 - кривые A , зарегистрированные соответственно через 8 и 12 ч после цементирования; 4,5, 13,3 — пластовые давления (в МПа) в горизонтах

место в скважинах, не подвергнутых баротепловому воздействию.

Применение технологии практически не оказывает вредного влияния на окружающую среду, так как образующиеся при сгорании пороховых зарядов газы, выходя на дневную поверхность через более чем тысячеметровый столб жидкости в колонне очищаются от ядовитых примесей

Полученные результаты применения ВТАИС позволили разработать методику применения акустических и термометрических методов изучения процессов формирования цементного камня в период ОЗЦ скважин, которая в 1980 г. была утверждена в Миннефтепроме [56].

На основе проведенных усовершенствований этой мето-

245

дики и расширения ее применения (в том числе и в предприятиях Мингазпрома) она была переработана в методику временных термоакустических исследований скважин в период ОЗЦ с целью повышения информативности контроля за их цементированием, утвержденную в 1987 г. в СевКавНИИгазе, ПО “Кубаньгазпром” и "Уренгойгаздобыча".

Результаты проведения ВТАИС в период ОЗЦ целесообразно использовать при строительстве соседних, однотипных по геолого-техническим условиям скважин, а также для выбора и регламентирования рационального комплекса методов контроля за их цементированием.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)