Оценка эффективности технологий и устройств, применяемых при цементировании скважин

Оценка эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважинах

Важнейшим условием эксплуатации нефтегазовых скважин является надежная изоляция продуктивных пластов за обсад­ной колонной. Однако нередки случаи добычи из скважин нефти и газа с водой вследствие перетока ее из соседнего

215

водоносного пласта в перфорационные отверстия по некаче­ственно зацементированному заколонному пространству.

Например, в процессе разработки Самотлорского место­рождения при испытании и эксплуатации нефтенасыщенного пласта Б8 в ряде скважин была получена вода. Согласно про­мысловым данным в значительной части таких скважин вода поступала по заколонному пространству.

Подтверждением образования в них межпластовых пере­токов за колонной может служить следующее. На акустичес­ких цементограммах этих скважин интервалы глинистых пе­ремычек между нефтенасыщенным пластом Б8 и соседними водоносными пластами нередко характеризовались отсутст­вием или частичностью контакта цементного камня с колон­ной, как показано на первой цементограмме скв. 215 (см. рис. 83, в, кривые 3 и 4). Из рассмотрения вторично зареги­стрированных кривых 5 и б (см. рис. 83, в) следует, что по­сле повторного цементирования под давлением через перфо­рационные отверстия скв. 215 значения А_к от максимальных снизились до нуля в интервале глинистой перемычки 2095 — 2110 м, а следовательно, значение К_ц возросло от 0 до 1, ха­рактеризуя высокую эффективность проведенных ремонтно-изоляционных работ.

Аналогично, после повторного цементирования под давле­нием в большинстве других скважин образовывался контакт цементного камня с колонной в интервалах между вышеле­жащими водоносными пластами и пластом Б8, а при после­дующем его испытании обычно получали приток безводной нефти.

Оценка эффективности применения многоступенчатых винтовых турбулизаторов при цементировании скважин

Для уменьшения влияния снижающих качество цементиро­вания скважин факторов: наличия глинистой пленки и корки на стенках кольцевого зазора, а также низкой степени вы­теснения глинистого раствора из каверн, на обсадной колон­не устанавливаются турбулизаторы различных типов.

На скв. 3 площади Великой Краснодарского края были ус­тановлены многоступенчатые елочные турбулизаторы (рис. 84) [69], значительная длина которых (равная 15 — 20 его диа­метрам) позволяла использовать их и как центраторы.

Турбулизатор состоит из нескольких секций, представля­ющих собой кольца толщиной 6 — 8 мм и длиной, равной его

216

наружному диаметру. К кольцам на одинаковом расстоянии приварены под углом 45° четыре винтовые лопасти высотой 20 мм. На обсадной колонне кольца чередуются последова­тельно с правым и левым направлениями лопастей, что обес-

Рис. 84. Многоступенчатый елочный турбулизатор:

1 — центратор; 2 — кольца; 3 — винтовые лопасти

Рис. 85. Сопоставление акустических цементограмм и кавернограмм интервалов скв. 8 (а) и 13 {б) площади Великой:

1 — амплитуда волны по колонне Д^; 2 — время рас­пространения акустических колебаний Т; 3 — участки наличия контакта цементного камня с колонной; 4 — кавернограмма; 5 — диаметр долота; 6 — глубины уста­новки турбулизаторов

m

3460

3390

3410

I ш.

3450

3470

печивает интенсивное вихреобразование при движении пото­ка вдоль всего турбулизатора.

На спущенной в скважину колонне турбулизаторы были установлены на глубинах 3520, 3503 и 3465 м и состояли из 15—17 секций длиной около 2,3 м каждая. Турбулизатор со­бирался на обсадной трубе в процессе спуска колонны и фиксировался на ней с помощью специальных стопорных колец с применением точечной сварки. Спуск колонны про­исходил без осложнений.

Определение эффективности применения многоступенча­тых турбулизаторов проводилось путем сравнения результа­тов интерпретации акустических цементограмм скв. 3 и со­седней скв. 9, в которой турбулизаторы не применялись. Для этой же цели сопоставлялись интервалы скв. 13 (с приблизи­тельно одинаковой степенью кавернозности) с установлен­ными турбулизаторами и без них.

При интерпретации цементограмм скв. 9 и 13 для корре­ляции разрезов обеих скважин и сравнения их кавернознос­ти учитывались данные электрокаротажа и кавернометрии.

Сопоставление кавернограмм этих скважин показало, что в скв. 13 рассматриваемый интервал разреза характеризуется значительно большей кавернозностью, чем в скв. 9 (рис. 85). Кроме того, технологические операции перед цементирова­нием скв. 9 способствовали более качественной подготовке ее ствола для цементирования. Во время спуска колонны промывка скв. 9 проведена дважды, по 2 ч, при глубине ее башмака 3000 и 3470 м, тогда как в скв. 13 промывку прове­ли один раз в течение 1 ч при глубине направляющей баш­мачной насадки 3000 м. После спуска колонны скв. 9 промы­валась в течение 3 ч непрерывно и в течение 12 ч периодиче­ски, а скв. 13 промывалась в течение 5 ч периодически и 1 ч перед закачиванием цементного раствора. На обеих скважи­нах в качестве буферной жидкости применялась вода, но на скв. 9 в количестве 10 м³, а на скв. 13—5 м³.

При практически одинаковых параметрах глинистых и цементных растворов фактические средние скорости прока­чивания цементного раствора мало отличались: 2,2 м/с в скв. 9 Ë 2 Ï/Ò ‚ ÒÍ‚. 13.

Сопоставление результатов интерпретации цементограмм и кавернограмм показали, что несмотря на менее благопри­ятные условия цементирования скв. 13, которые не могли не повлиять отрицательно на его качество, общая протяжен­ность участков наличия контакта цементного камня с колон­ной (соответственно и значение К_ц) в интервале установки

218

турбулизаторов в скв. 13 в 1,5 раза больше, чем в сопостав­ляемом интервале скв. 9 без турбулизаторов (см. рис. 85). Следовательно, в интервале установки турбулизаторов в скв. 13 качество цементирования по данным АКЦ оказалось вы­ше, чем в сопоставляемом, менее кавернозном, интервале скв. 9, в котором не были установлены центраторы.

Из сопоставления цементограммы и кавернограммы скв. 13 следует также, что кавернозные интервалы скважины, на­ходящиеся ниже и выше глубины установки нижнего турбу-лизатора, характеризуются более низким качеством цемен­тирования, чем интервал ствола между верхними турбулиза-торами. Но даже с учетом этого можно считать, что именно применение турбулизаторов обеспечило почти непрерывный пояс наличия контакта цементного камня со стенками сква­жины в шестидесятиметровом интервале, отличающемся зна­чительной кавернозностью. Однако следует учитывать, что елочные турбулизаторы, в отличие от других типов, создают большие гидравлические сопротивления, поэтому в скважи­нах с зонами поглощений применять их целесообразно толь­ко для разобщения близко расположенных друг к другу пла­стов с различными пластовыми давлениями, особенно при наличии между этими пластами каверн.

Возможность повышения качества

цементирования скважин путем увеличения объемов                          буфер-

ных жидкостей

Качество цементирования нефтяных и газовых скважин во многом зависит от степени удаления бурового раствора из кольцевого пространства. Однако, несмотря на значительное улучшение условий цементирования скважин на Самотлор-ской площади за счет лучшей подготовки их стволов, приме­нения центраторов и буферных жидкостей, имели место слу­чаи плохой герметизации заколонного пространства. Это проявлялось в частом недоподъеме тампонажного раствора до проектной высоты и надежности разобщения пластов в заколонном пространстве, что приводило к преждевремен­ному обводнению фонтанирующих скважин.

Из теоретических и экспериментальных исследований сле­дует, что перспективными направлениями дальнейшего по­вышения качества цементирования скважин являются совер­шенствования его технологии и в том числе обоснованный выбор типа и объема буферной жидкости [34].

Как показали проведенные исследования, при использова-

219

нии воды в качестве буферной жидкости значительные ее объемы перемешиваются с тампонажным раствором — в обсадной колонне и с буровым раствором — в заколонном пространстве. Перемешивание воды с этими растворами и отсутствие четких границ в изменении плотности смеси яв­ляются некоторыми из причин затруднений в определении с помощью геофизической аппаратуры гамма-гамма-контроля за цементированием высоты подъема тампонажного раствора за колонной.

Применение в качестве буферной жидкости технической воды в объемах, недостаточных для отделения тампонажного раствора от бурового и полного вытеснения последнего из кольцевого пространства скважины, приводит к образованию плохо прокачиваемых смесей в зонах смешивания тампонаж­ного и бурового растворов, созданию в кавернах и местах при­легания обсадной колонны к стенкам скважин значительных застойных зон бурового раствора и неравномерному подъему тампонажной смеси, так как известно, что буровой раствор за счет тиксотропных свойств образует в эксцентричном коль­цевом пространстве достаточно устойчивые застойные зоны.

В результате проведения экспериментальных исследований на стендовой установке, позволяющей визуально наблюдать за изменением сечения потока бурового раствора в эксцент­ричном кольцевом пространстве, установлено, что при суще­ствующих зазорах между обсадной колонной (диаметром d_BH) и стенкой скважины (диаметром Ц,) разрушить застойную зону (т.е. уменьшить угол застойной зоны до нуля) лишь за счет повышения скорости прокачивания жидкости невоз­можно (рис. 86).

ф, рад

3 -

Рис. 86. Зависимость угла застойной зоны ср от Др/Др₀ в эксцентричном кольцевом пространстве скважины:

5 Ар/Ар 0 кий диаметр

а - d_m = 39,8 ÏÏ, D_Ì = = 56,6 ÏÏ; · — d_‚Ì = 25 ÏÏ, D_Ì = 56,6 ÏÏ, Ар — пере­пад давления на длине 1; Лр₀ — минимальный пере­пад, при котором начина­ется движение жидкости, Др₀ = 4 Q 1/ D_T, „‰Â 9 -статическое напряжение сдвига; D_T — гидравличес-

Одним из путей разрушения застойных зон при эксцент­ричном расположении обсадной колонны в скважине являет­ся размыв их при турбулентном режиме течения увеличен­ными объемами буферной жидкости, имеющей достаточно низкую вязкость.

В целях определения оптимальных объемов наиболее де­шевой и доступной для условий Западной Сибири буферной жидкости — технической воды на месторождении Самотлор для закачки были использованы следующие ее объемы: 4, 8 и 15 ϳ.

Однако при попытке зацементировать скв. 2581 с закач-

 

	S	/<
	I"	Ж	>	[ \
		£_ J		4
£	¥		2 S.
	1		A.
	■§
	1			:?
		i
				\

Рис. 87. Сопоставление кавернограмм и акустических цементограмм про­дуктивных частей скв. 2851 (а), 3700 {б) и 4530 (в):

1 — КС; 2 — ПС; 3 — диаметр долота; 4 — кавернограммы; 5 — Д^, 6 — Т_и

221

Таблица 14
Номер скважины	Исследуемый интер­вал, м	Объем буферной жидкости, Ï3	L, Ï	м	äˆ,%
2581 3700 4530	1707,7-1857,2 1724,0- 1880,4 1683,0-1836,0	15 8 4	150,2 156,4 153,0	142,8 143,6 15,0	95,8 91,8 10,0

кой в качестве буферной жидкости 15 м³ технической воды в конце цементирования, после прокачки 29 м³ продавочной жидкости, начался интенсивный перелив пластовой воды из талицкой свиты с глубины 300 — 350 м; после 16 ч ОЗЦ в межколонном пространстве давление повысилось до 1 МПа. Следовательно, при использовании больших объемов буфер­ной жидкости необходимо обязательно учитывать пластовые давления, в противном случае возникает реальная опасность возникновения выброса скважинного флюида.

В то же время сопоставление акустических цементограмм продуктивной части разреза скв. 4530, 3700 и 2581 (рис. 87), в которых в качестве буферной жидкости использовали соот­ветственно 4, 8 и 15 м³ технической воды, показало, что при аналогичных геологических условиях с увеличением объема закачиваемой буферной жидкости возрастает суммарная протяженность интервалов контакта цементного камня с ко­лонной JVo-

Следовательно, с увеличением объема закачиваемой бу­ферной жидкости значение коэффициента качества цементи­рования также увеличивается (табл. 14).

Гидравлические сопротивления при движении буферной жидкости в кольцевом пространстве скважины в некоторой степени препятствуют возникновению водонефтегазопрояв-лений в процессе цементирования. Исходя из условия исклю­чения таких проявлений, но без учета гидравлических сопро­тивлений при движении буферных жидкостей в кольцевом пространстве, максимально допустимый объем буферной жидкости с удельным весом у₆ можно определить следующим образом.

Если на глубине 1_П расположен пласт с давлением р_пд, с учетом которого подбирают удельный вес бурового раствора у_6р, то допустимая высота столба буферной жидкости 1₆ при У б < Убр ^и удельном весе тампонажного раствора у_т > у _6р может быть найдена из условия:

222

0,1 y_6p(L_n-I₆)cosa + 0,1 Ye4 cosa = ар_п „                             (35)

где a — среднее значение зенитного угла ствола скважины; a — коэффициент превышения в скважине пластового дав­ления над гидростатическим.

Значение а при L_n > 1200 м может быть принято равным 1,1. Тогда из (35) следует, что

i * —prf**--                                                                         ⁽³⁶⁾

Максимально допустимый объем буферной жидкости оп­ределяется умножением значения 1₆ на средневзвешенное по стволу значение площади кольцевого пространства скважины.

Как показано на примере скв. 2581, бессистемное увели­чение объемов закачиваемых буферных жидкостей неизбеж­но ведет к резкому снижению гидростатического давления и возникновению связанных с этим водогазонефтепроявлений. Вследствие этого увеличение объемов буферной жидкости необходимо увязывать с соответствующим повышением ее удельного веса без ухудшения гидравлических свойств. Одним из возможных путей достижения этой цели является приме­нение утяжеленных буферных жидкостей с небольшой вяз­костью, например водных растворов поваренной соли, хло­ристого кальция, хлористого цинка и других солей. Однако при применении указанных буферных жидкостей особое внимание следует уделять воздействию их на буровой раствор в связи с возможностью его коагуляции.

Оценка эффективности применения дизельного топлива                         в ка-

честве буферной жидкости

С целью снижения гидростатического давления столба жидкостей при цементировании скважин рекомендовалось использование в качестве добавки к буферной жидкости рас­четного объема нефтепродукта (нефти, дизельного топлива и др.). Применение буферных жидкостей на нефтяной основе должно способствовать возникновению ранней турбулизации цементного раствора в зоне смешивания его с глинистым и, следовательно, облегчать вытеснение последнего.

С учетом изложенного было проведено промысловое ис­пытание дизельного топлива в качестве буферной жидкости при цементировании скв. 558 месторождения Самотлор [71]. С целью уменьшения смешивания дизельного топлива с рас-

223

твором в колонне использовалась нижняя разделительная пробка диафрагменного типа конструкции ВНИИКРнефть.

Проведенное для оценки эффективности применения ди­зельного топлива сопоставление результатов интерпретации гамма-гамма-цементограмм и кавернограмм по скв. 558 и двум соседним — 557 и 6039, в которых в качестве буферной жидкости использовалась вода, позволило установить, что, несмотря на повышенную кавернозность зацементированной части скв. 558, по сравнению с соседними скважинами, плот­ность цементного камня и однородность заполнения им за-колонного пространства в скв. 558 оказались больше, чем в скв. 557 и 6039. Кроме того, отмеченная на цементограммах переходная зона между глинистым и цементным растворами в заколонном пространстве (зона смешивания этих раство­ров) в скв. 558 значительно меньше, чем в скв. 557 и 6039, что, вероятно, обусловлено более равномерным вытеснением промывочной жидкости за колонной в процессе цементиро­вания.

В то же время сопоставление акустических цементограмм этих скважин показало, что, несмотря на большую плотность и однородность цементного камня в скв. 558, количество и протяженность интервалов с наличием контакта цементного камня с колонной, а, следовательно, и значение К_ц, в ней значительно меньше, чем в скв. 557. Это можно объяснить образованием на наружной поверхности обсадной колонны (вследствие применения дизельного топлива) масляной плен­ки, создающей микрозазор между цементным камнем и ко­лонной. Возможно также, что уменьшение интервалов нали­чия контакта цементного камня с колонной и, следовательно, К_ц в скв. 558 вызвано ее повышенной кавернозностью или же совместным влиянием обоих факторов. Отсюда следует необходимость учета этих факторов при оценке по данным АКЦ эффективности применяемых усовершенствований це­ментирования скважин.

Возможность определения прочностных параметров цементного камня

Существующие статические методы определения дефор­мационных свойств тампонажного камня, характеризующих его прочность (модуля упругости, модуля сдвига) и коэффи­циента Пуассона далеко несовершенны, а в условиях сква­жин применение этих методов невозможно.

Проведенные теоретические и экспериментальные иссле-

224

дования показали, что использование акустического метода значительно облегчает и ускоряет решение этой задачи, а дальнейшее его совершенствование может позволить полу­чать информацию о прочностных характеристиках цемент­ного камня в условиях скважин [100].

Ультразвуковая волна проходит через цементный камень со скоростью, значение которой зависит от его прочностных свойств. Зависимость скоростей распространения в тампо-нажном камне продольной v_p и поперечной v_s волн от этих свойств выражается формулами:

v = E

1

P (1 - m m 2²

(37)

 

■ m

(38)

где Е — модуль упругости, Па; т — коэффициент Пуассона; р — плотность, кг/м³; G — модуль сдвига, Па.

Из решения этих уравнений относительно т, следует:

т = -

2

1-

М -

(39)

Аналогичным образом можно получить выражения для Е и G.

Известно, что кроме продольных поперечные акустичес­кие волны можно возбуждать в твердых телах путем измене­ния утла ввода в них акустического сигнала или конструкции излучателя. Исходя из этого положения, для определения скорости распространения в тампонажном камне продоль­ных и поперечных волн была разработана и изготовлена ус­тановка, позволяющая проводить такие определения в усло­виях, приближенных к скважинным (рис. 88).

Корпусом этой установки является толстостенный цилиндр 10, рассчитанный на рабочее давление 1,5-10⁸ Па. Цилиндр помещен в электрообогревательную рубашку 21. В верхнюю часть цилиндра вставлена байонетная головка 13 с сальнико­вым уплотнением 14, через которую проходит герметизиро­ванный сальниками 2 валик 3. На его резьбовой части раз­мещен ползун 8 с акустическим приемником 19. Для выдер-

225

Рис. 88. Установка для измерения скоростей распространения продольных и поперечных волн

живания нагрузок от внутреннего давления валик опирается на подшипник 4. В байонетную головку вмонтированы гер­метизированные электровводы 5 для электрического соеди­нения с акустическим приемником 19 и излучателем 7; по­следний вместе с шарнирной стойкой закреплен на байонет-ной го- ловке.

Изменение угла ввода акустического сигнала от излучателя осуществляется штоком 15, герметизированным сальником 12, одновременно воспринимающим нагрузку от внутреннего

давления. Образец ("балочка") тампонажного камня 16 в изо­ляторе 17 крепится к плите 6. Между акустическим приемни­ком и излучателем помещен экран 18.

Для повышения надежности крепления и улучшения усло­вий исследования испытываемого образца тампонажного камня на байонетной головке предусмотрены шпилька под плиту и стержень 9 с поворотным рычагом 20.

Камера в рабочем положении заполнена маслом. Давление в нее подается через штуцер. Сигналы от импульсного гене­ратора 1 возбуждают излучатель акустических колебаний, которые, проходя дважды через масло и образец тампонаж­ного камня, попадают в акустический приемник-преобразо­ватель, а поступающие из него через электровводы электри­ческие аналоги акустических колебаний регистрируются ос­циллографом 11.

Для определения скорости распространения в тампонаж-ном камне продольной волны штоком 15 устанавливают угол ввода акустического сигнала меньше первого критического утла. Акустический сигнал от излучателя проходит через це­ментный камень в приемник, а его вступление регистрирует­ся осциллографом. Затем с помощью штока 3 приемник пе­ремещается на другое расстояние от излучателя, от которого снова подается акустический сигнал и определяется время его прихода в приемник с помощью осциллографа, регистриру­ющего время прохождения сигнала по участку тампонажного камня между излучателем и приемником. Зная длину пути и время его прохождения, находят скорость распространения продольных колебаний в образце-балочке тампонажного камня.

Для расчета скорости прохождения через образец тампо­нажного камня поперечных волн устанавливали угол ввода акустического сигнала между первым и вторым его критиче­скими значениями. Остальные проводимые операции были аналогичны описанным выше.

Определив скорости распространения продольной и попе­речной волн, из выражений (37) и (38) находили значения прочностных параметров образцов тампонажного камня при заданных температуре и давлении.

Установка была использована для исследования образцов тампонажного камня, извлеченных из вышеописанных моде­лей зацементированных скважин. Из цементного камня изго­товлялись стандартные образцы-балочки размером 40х40х х160 мм, которые в созданной установке "прозвучивали" по четырем граням.

227

Полученные с помощью этой установки значения скоро­стей распространения продольных и поперечных волн легли в основу расчетов, по которым были построены графические зависимости (рис. 89). Их анализ показывает, что с ростом предела прочности образцов тампонажного камня на сжатие а_сж до 2,3-10⁷ Па наблюдается увеличение скорости продоль­ной волны v сначала достаточно резкое, а затем менее ин­тенсивное. С уменьшением значения коэффициента Пуассона m и увеличением значения модуля упругости О цементного камня скорость акустических волн возрастает. Аналогичный, но более плавный характер изменения скорости имеют и поперечные волны.

Ошибка при оценке с помощью созданной установки скоростей продольных и поперечных волн, составляющая около 1 %, не приводит к большой погрешности в определе­нии прочностных параметров тампонажного камня.

Так как модели скважин цементировали и исследовали в атмосферных условиях, то и "прозвучивание" в установке производили в тех же условиях. Но созданная установка поз­воляет осуществлять исследования при высоких температурах и давлениях. Кроме того, прочностные параметры цементно-

4 10 s v, м/с

1 O^WE, Па т 10* с_сж, Па 2,0 г

1,5 -0,3

0,5 \-0,2\-

1,0

Рис. 89. Зависимости скоростей распространения поперечной (сплошная линия) и продольной (пунктирная) волн от предела прочности при сжатии б (1), коэффициента Пуассона m (2) и модуля упругости а_сх (3) образцов тампонажного камня

228

го камня можно определять в ней не только на стандартных балочках, так как для этого достаточно иметь образец про­извольной формы, у которого поверхность обработана по одной грани.

Из изложенного также следует, что принцип работы соз­данной установки может быть использован для определения прочностных параметров тампонажного камня в скважинных условиях, однако для его реализации в этом направлении не­обходимы проведение дополнительных исследований и опытно-конструкторские разработки (ОКР).