Неполное вытеснение бурового раствора цементным

Одним из важнейших путей обеспечения герметичности заколонного пространства скважин является повышение сте­пени вытеснения в нем бурового раствора тампонажным, зависящей от ряда геологических и технико-технологических факторов, основные из которых представлены на рис. 16.

Так как на степень вытеснения бурового раствора тампо­нажным влияют многочисленные факторы, она является ста­тистической величиной. Многие факторы, определяющие степень вытеснения, не поддаются раздельному учету (так как взаимно влияют друг на друга), что затрудняет их изучение и приводит к необходимости осуществления исследовательских работ как непосредственно в скважинах, так и в лаборатор­ных условиях.

50

Свойства глинистой корки

Литология разреза скважины

Кавернозность

Литолого-петрофизическая характеристика пластов

Применение отклонителей потока, турбулизаторов

Время контактирования

буферной жидкости и

цементного раствора со

стенкой скважины

Значения зазора и

эксцентричность

расположения колонны

 

Соотношение значений

предельного напряжения

сдвига и пластической

вязкости цементного,

глинистого растворов и

буферной жидкости

Применение буферной жидкости

Расхаживание (вращение) обсадной колонны

Физико-химическая

характеристика буферной жидкости

Объем буферной жидкости

 

Конструкция скважины

Плотность цементного, бурового растворов и буферной жидкости

Режимы движения растворов

в

I о | о.

З

г

Скорость движения растворов

Реологические свойства бурового раствора

Реологические свойства цементного раствора

Реологические свойства

зоны смешения растворов

или буферной жидкости

Рис. 16. Основные геолого-технические факторы, определяющие степень вытеснения в заколонном пространстве бурового раствора тампонажным

В случае оптимального соотношения этих факторов может быть достигнуто практически полное (хотя бы на отдельных участках заколонного пространства скважины) вытеснение бурового раствора тампонажным, что обеспечит высокое ка-

51

чество цементирования скважины; однако в большинстве случаев применяемая технология цементирования и свойства буровых и тампонажных растворов не могут обеспечить до­статочно полное вытеснение бурового раствора в заколон-ном пространстве. При определенных физико-механических свойствах бурового раствора он вообще не может быть вы­теснен из заколонного пространства.

Особую роль в процессе вытеснения играют режимы дви­жения вытесняемой и вытесняющей жидкостей, определяе­мые их реологическими свойствами, геолого-техническими условиями и скоростью течения растворов, а также свойст­вами переходной зоны между ними.

В случае больших эксцентриситетов обсадных колонн в скважинах и малых значениях вязкостей вытесняющей и вы­тесняемой жидкостей, жидкость с меньшей вязкостью запол­няет наиболее узкую часть зазора в заколонном пространст­ве, а более высоковязкая распространяется по широкой час­ти зазора.

При малой разности значений вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей и больших эксцентриситетах ко­лонн в скважинах образуются устойчивые протяженные зо­ны из вытесняемой жидкости.

С увеличением вязкости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, а также их расхода условия для вытеснения ухудшаются.

Чем меньше зазор между колонной и стенками скважины, тем хуже условия для вытеснения в нем бурового раствора тампонажным. При этом с увеличением эксцентриситета ко­лонны в малых зазорах вытеснение значительно хуже, чем в увеличенных.

Характером вытеснения бурового раствора тампонажным в заколонном пространстве обусловлена установленная для скважин Ямбургского газоконденсатного месторождения (ГКМ) достаточно тесная обратная зависимость качества це­ментирования (по данным АКЦ) от эксцентриситета обсад­ных колонн в скважинах (см. 3.2).

При прочих равных условиях в скважинах большого диа­метра вытеснение бурового раствора в заколонном прост­ранстве происходит лучше, чем в скважинах малого диа­метра.

При наличии в заколонном пространстве до цементирова­ния тяжелой высоковязкой жидкости всегда создаются усло­вия для неполного ее вытеснения из наиболее узкой части зазора; при определенных условиях вытеснение может не

52

только прекратиться, но произойдет опускание более тяже­лой вытесняемой жидкости.

На степень вытеснения бурового раствора тампонажным большое влияние оказывают геологические факторы. Среди них очень важно учитывать литологию разреза скважины и особенно кавернозность пород. Очевидно, что чем больше кавернозность разреза скважин, тем меньше степень вытес­нения бурового раствора цементным. Но главным фактором следует считать не столько объем каверн, сколько их конфи­гурацию: глубину и степень изрезанности их поверхности.

В разрезах скважин часто встречаются водоносные и нефтегазоносные коллекторы, разделенные глинисто-аргилли-товыми пластами, которые разрушаются промывоч­ной жидкостью по всей их толщине. На кавернограммах против них обычно фиксируется значительное увеличение диаметра скважины. Вытеснение или замещение бурового раствора цементным в таких кавернах крайне затруднено, поэтому разобщение пластов коллекторов между собой очень ненадежно. Например, из 30 рассмотренных скважин на площадях Татнефти в 17 (56,6 %) между водоносными и нефтеносными коллекторами имелись кавернозные породы. Эти скважины обводнились пластовыми водами в первый год эксплуатации. Качественное цементирование таких кавер­нозных участков скважин очень затруднено, так как в них коэффициент вытеснения глинистого раствора цементным очень низок.

При проводке скважин через соленосные отложения в них происходит интенсивное кавернообразование. Напри­мер, встречаемые в разрезах скважин калийно-магниевые соли обладают повышенной растворимостью, очень малым сопротивлением сдвигу и низкой температурой плавления. Вследствие этого в интервалах их залегания образуются большие асимметричные каверны, которые не заполняются цементным раствором.

При промывке скважины технической водой каверны также образуются в интервалах, представленных пластичны­ми глинами с преобладанием монтмориллонитовых образо­ваний, гидрослюды и хлорида.

В северных нефтегазодобывающих районах, например на месторождении Медвежье, во всех скважинах при бурении под кондуктор наблюдалось интенсивное кавернообразование в рыхлых песчаных пластах, которое не позволяло обеспе­чить полноту вытеснения бурового раствора цементным.

На практике коэффициент вытеснения в заколонном про-

53

странстве глинистого раствора тампонажным определяется по соотношению объема вытесненного бурового раствора к объему всего заколонного пространства скважины в интер­вале цементирования. Такое определение весьма неточно из-за неучета влияния многих факторов.

Ниже рассмотрены возможности оценки по данным вре­менной термометрии характера замещения бурового раство­ра цементным в кавернах заколонного пространства, а по данным АКЦ — коэффициента его вытеснения.

Повышение степени вытеснения бурового раствора там­понажным в заколонном пространстве и, соответственно, качества цементирования скважины достигается путем опти­мизации для конкретных геолого-технических условий тех­нологии цементирования с использованием центраторов, скребков, турбулизаторов, буферных жидкостей и раздели­телей при достаточно высоких скоростях прокачки (см. 3.2).