Snabzhenec-ufa.ru

Строительные материалы
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Технология цементирование нефтяных и газовых скважин

Цементирование нефтяных и газовых скважин – это финишный этап подготовки буровой к эксплуатации. Комплекс работ направлен на обеспечение максимального срока службы сооружения. Это продиктовано следующими причинами:

  1. Необходимость изолировать каждую нефтегазоносную область. Это делается для того, чтобы исключить возможность смешивания сырья и воды из разных пластов.
  2. Требования, которые регламентируют защиту металлической трубной поверхности. Эти работы следует выполнить, чтобы обеспечить высокую стойкость от коррозии, которая возникает в результате воздействия почвенной влаги на металл.
  3. Важность повышения прочности всего сооружения. Цементирование позволяет снизить влияние движения грунтов на скважину.

Для создания качественного цементного раствора используются различные добавки. Одной из наиболее популярных считается кварцевый песок. Материал позволяет снизить усадку до минимума и существенно увеличить прочность тампона. Волокнистая целлюлоза применяется для исключения возможных утечек жидкого раствора в пористый грунт.

В качестве одного из компонентов смеси могут использоваться пуццоланы. Они представляют собой своеобразную крошку из минералов, имеющую вулканическую природу. Отличаются водостойкостью и отсутствием реакции при воздействии агрессивных химических сред. Полимерные добавки используются для уплотнения прилегающих слоев грунта.

В конце проводится контроль выполненного тампонажа. Важную роль играет качество работ, проводимых на газовой и нефтяной скважине. Оно оценивается следующими способами:

  • термический – определяет высоту требуемого поднятия цемента;
  • акустический – позволяет обнаружить наличие внутренних пустот;
  • радиологический – применение специального рентгеновского излучения.

Каждая из приведенных технологий позволяет провести контроль качества полученной пробки. Процесс проводится многоступенчато, что гарантирует высокую точность проверок.

Условия проведения РИР при ликвидации заколонных перетоков пластовых флюидов.

При не герметичности цементного кольца возможны следующие ос­ложнения :

— перетоки воды, нефти и газа по заколонному пространству между невскрытыми перфорацией пластами, грифоны;

— обводнение продуктивных пластов;

— прорыв газа в перфорированную зону нефтяного пласта.

Эффективность изоляционных работ во многом зависит от инфор­мации о причине и местоположении источника перетока, а технологи­ческие схемы и приемы при цементировании под давлением во всех слу­чаях практически одинаковы и могут отличаться по выбору зоны вво­да тампонажного состава в заколонное пространство.

Читайте так же:
Виды цемента своими руками

I. Воды нефтяных месторождений по отношению к продуктивным коллекторам разделяют на чуждые (верхние и нижние), контурные, по­дошвенные и промежуточные (рис.4).

1.1. Чуждые воды залегают в водоносных горизонтах, расположен­ных выше или ниже нефтяных пластов. В естественных условиях нефте­носные и водоносные горизонты отделены друг от друга плотными, ча­ще глинистыми, разделами. При бурении скважины непроницаемые пере­мычки между пластами разрушаются, создавая тем самым потенциальные условия для межпластового перетока. Если кольцевое пространство в зоне плотного раздела зацементировано некачественно, то при освое­нии или эксплуатации обводнение скважины чуждой водой неизбежно.

1.2. Подошвенная вода залегает в одном пласте с нефтью и за­нимает его нижнюю часть.

Нефтяные пласты, как правило, литологически неоднородны и ха­рактеризуются слоистым строением с включением различных по мощнос­ти алевролитовых и глинистых пропластков. Последние по простиранию могут вклиниваться, поэтому пласт представляет единую гидродинамическую систему. Однако профиль большинства участков продуктивного пласта включает один или несколько плотных разделов, которые в ус­ловиях скважины выполняют роль естественных экранов, отделяющих подошвенные воды от нефтенасыщенной части. Поэтому подошвенная вода может быть надежно изолирована, если качественно зацементи­рованы участки заколонного пространства против плотных разделов, залегающих между водонефтяным контактом и нижними перфорационны­ми отверстиями.

1.3. Воды, находящиеся в нефтяном пласте на крыльях складок и подпирающие нефть, называются контурными.

1.4. В нефтяном пласте со слоистым строением некоторые пропластки могут быть водоносными. Кроме того, по высокопроницаемым пропласткам продуктивного горизонта нередко наблюдаются прорывы контурных или закачиваемых для поддержания пластового давления вод. Указанные воды называются промежуточными. Данный вид ослож­нения не связан с качеством крепи скважин, поэтому технология его ликвидации в настоящем РД не рассматривается.

2. Каналами перетока могут служить дефекты в цементном коль­це или зона контакта последнего с обсадной колонной или плотным разделом. Мощность непроницаемых перегородок, а следовательно и протяженность каналов перетока, изменяются по скважинам в широких пределах. Однако, как установлено, их поперечные размеры характе­ризуются зачастую долями миллиметра. В то же время расчеты свидетельствуют о том, что нередко режимы течения флюида в таких кана­лах близки к ламинарной зоне. Вследствие этого трудно ожидать очистки изолируемых каналов от глинистой корки или продуктов её разрушения. Тампонажный же материал, доставленный в неочищенный канал перетока, часто не выполняет своего назначения.

Читайте так же:
Расход цемента для приготовления бетона м300

Из этого следует, что перед проведением изоляционных работ в скважине необходимо создать условия, обеспечивающие очистку каналов перетока от глинистой корки. С этой целью скважину перед остановкой на ремонт необходимо несколько дней отработать при максимально допускаемых депрессиях.

3. При выборе тампонажных материалов исходят из следующих положений.

3.1. Расстояние от перфорационных отверстий в колонне до плотных разделов по скважинам изменяется в широких пределах. По пути к непроницаемой перегородке цементный раствор, ввиду высокой водоотдачи и больших перепадов давления при нагне­тании интенсивно отфильтровывает воду в окружающий коллектор. Снижение водоцементного отношения уменьшает подвижность тампонажной смеси вследствие загустевания и приводит к резкому сокращению сроков схватывания вяжущего. При определенных условиях тампонажная смесь может не достигнуть непроницаемой перегородки или пере­крыть её незначительную часть, что снизит эффективность изоляции каналов перетока. Указанное явление в значительной мере устраня­ется при использовании цементных растворов с пониженной водоотда­чей.

3.2. Каналы перетока характеризуются исключительно малыми по­перечными размерами. Это накладывает жесткие требования на прони­кающую способность тампонажных растворов.

3.3. Мощность непроницаемых разделов (см. рис. 4) также раз­лична. Поэтому тампонажный материал должен обладать высокими изо­лирующими свойствами, в частности, повышенной адгезией к стенкам канала перетока.

3.4. С момента приготовления до окончания процесса цементи­рования под давлением проходит значительное время, часть которого закачанный в скважину тампонажный раствор не может находиться в покое. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по обеспече­нию стабильности и сохранению исходной подвижности тампонирующей системы.

4. В качестве тампонирующих материалов следует применять со­ставы на основе минеральных вяжущих, подвергнутые специальной об­работке.

4.1. Для снижения водоотдачи цементных растворов рекомендует­ся использовать реагенты ММЦ-БТР и ПВС-ТР, выгодно отличающиеся от известных: не влияют на сроки схватывания и подвижность цементных растворов, соответственно до 50 и 70 °С, а затвердевший камень об­ладает улучшенными физико-механическими показателями.

Читайте так же:
Как пищевая сода с цементом

4.2. Для улучшения реологических свойств цементного раствора и их стабилизации во времени, а также повышения прочности тампонажного камня необходимо при приготовлении суспензии использовать гидроактиватор и применять добавки, облагораживающие смесь: окэил, KCGB, полимер ТЭГ с отвердителем ПЭПА, тонкодисперсные окислы кремния и др. Для обеспечения надежного контроля за плотностью це­ментного раствора при приготовлении суспензии целесообразно ис­пользовать осреднительную емкость.

4.3. В качестве составов смесей с высокой проникающей способ­ностью могут использоваться фильтрующиеся системы с ограниченным содержанием твердой фазы — отверждаемые глинистые раствор (ОГР), водные растворы фенолформальдегидных смол, водонерастворимые ГГШ, а также гелеобразующие составы (ВУС, гипан и др.). Наиболее желательно их применение в скважинах с низкой приемистостью. Однако ^пользование перфорационных отверстий в качестве зоны ввода филь­трующейся смеси в каналы перетока нежелательно, так одновременно южно закупорить часть продуктивного пласта. В данном случае сле­зет использовать специальные перфорационные отверстия в колонне выполненные напротив плотного раздела. При этом весь интервал перфорации предварительно перекрывают пробкой или изолируют.

5. Схема проведения операции и используемые при этом технологические приемы определяются результатами исследований по выявлению причины обводнения скважины.

6. При любом способе цементирования, если не достигнуто тре­буемое давление нагнетания, следует всю тампонажную смесь задавить в пласт, а затем операцию повторить.

7. После разбуривания цементного моста, к которому приступа­ют после 24 ч ОЗЦ, качество изоляционных работ проверяют геофизи­ческими исследованиями, опрессовкой колонны и вызовом притока жид­кости.

8. В комплексе геофизических исследований включение записи кривой А1Щ обязательно, так как сравнение её с записью до изоляци­онных работ дает ценную информацию.

9. Опрессовка колонны сама по себе не является достаточным критерием оценки качества изоляции каналов перетока. Однако при этом могут быть выявлены существенные дефекты крепления скважины.

10. Вызов притока — основной при контроле за качеством изо­ляции каналов перетока, которое считается удовлетворительным, ес­ли после создания депрессии в колонне приток постороннего флюида не превышает нормативного значения.

Величину депрессии, а также допускаемый объем притока уста­навливают местные геолого-технические службы в зависимости от ус­ловий скважины и способа эксплуатации.

Читайте так же:
Таблица цементных растворов для стяжки

Технологические принципы цементирования нефтяных скважин

Современные цементирующие технологии, разумеется, отличаются от способов, которые применялись в прошлом столетии. Главными такими отличиями являются автоматизация проводимого процесса и применение компьютерной техники в процессе расчетов требуемых количеств цементного раствора. При проведении таких расчетов обязательно учитывают все возможные особенности конкретного нефтеносного промысла (с геологической точки зрения), а также климатические и погодные условия конкретного периода цементирования, массу технических параметров и так далее.

Цементирование скважин в настоящее время проводится разными способами, к самым распространенным из которых относятся следующие:

  • технология сплошной заливки (одноступенчатое цементирование), которое заключается в подаче под высоким давлением на пробку в обсадочной колонне промывочного раствора;
  • двухступенчатое цементирование, которое ничем не отличается от сплошной заливки, кроме того, что в этом случае весь процесс разбит на два этапа – последовательное цементирование сначала нижней, а затем верхней части, разделенных специальным кольцом;
  • способ манжета, который заключается в использовании специального кольца (манжета) при цементирования скважин нефте- и газодобычи (применяется только при тампонаже верхней области скважины);
  • обратная заливка, которая является единственной методикой, предусматривающей заливку цементной смеси не в саму колонну, а в затрубную область.

Сам технологический процесс проводят в несколько стадий. Сначала готовят смесь для будущего тампонажа, в строгом соответствии с инструкциями и проведенными расчетами. Сразу после своего приготовления цементирующая смесь подается в скважину. После подачи тампонажной смеси задействуют специальные механизмы, которые вытесняют цементный раствор в межтрубное пространство пробуренной скважины.

После этого необходимо выждать некоторое время, поскольку смесь должна полностью застыть и образовать так называемую «пробку». Последним этапом является проведение контроля качества выполненных работ с помощью любой из описанных нами выше методик.

Для максимального повышения эффективности проводимых работ нужное оборудование монтируют на шасси грузовых автомобилей. Это дает существенную экономию на транспортировке технологического оборудования, а также позволяет запитывать используемые механизмы и аппаратуру от двигателей грузовиков, на которых они смонтированы.

Cостав

Основой для производства тампонажного цемента служит измельченный клинкер (от 80%) и гипс (2-3,5%). К ним добавляются различные минеральные вещества для приготовления рабочих смесей с заданными свойствами. Применяется несколько видов тампонажных растворов:

  • Гигроскопический. Добавкой служит триэтаноломин.
  • Песчанистый. К основному составу добавляют гипс, кварцевый песок.
  • Утяжеленный. В число утяжеляющих добавок входят железнорудные минералы (магнетит, гематит, шпальт).
  • Солестойкий. Тонкоизмельченный кварцевый песок, добавленный в раствор, позволяет создать материал, защищающий трубы от коррозии под воздействием грунтовых вод с высоким содержанием соли.
Читайте так же:
Разгрузка биг бэгов с цементом

К специальным тампонажным портландцементам относят сульфатостойкую смесь, устойчивую к агрессивным средам.

В сложных геологических условиях, в том числе если в разрезе имеются пласты поглощающие или склонные к гидроразрыву, цементирование глубоких скважин осуществляется с использованием облегченных растворов. Облегченный тампонажный цемент изготавливается путем введения добавок, снижающих плотность состава – золы, трепела, диатомита, алюмосиликатных микросфер и т.д.

Еще ниже плотность легких тампонажных цементов, предназначенных для работ на большой глубине и для ремонта разрушенных участков оболочки. Такие материалы проще закачивать, они обладают высокой адгезией и хорошо сцепляются со старой цементной оболочкой трубы, способны заполнять пустоты и трещины. Добавками служит каолин, полые алюмосиликатные микросферы и т.д.

Отличие тампонажного и расширяющегося цемента. При цементировании скважин в пористых и рыхлых горных породах требуется создать оболочку из цементного камня, не склонного к усадке.

Расширяющийся цемент содержит добавки, благодаря которым в цементном растворе происходят химические реакции с образованием кристаллических продуктов. Таким образом, раствор в процессе застывания увеличивается в объеме, при этом получившийся камень имеет плотную структуру. Обычные тампонажные цементы не расширяются при твердении.

ОСНАСТКА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ КОЛОНН

Оснастка цементирования технических колонн серии ОЦТК представляюет собой комплект оборудования для цементирования технических колонн «летучек» — технологии, нередко используемой при РИР (см. «Оснастка цементирования технических колонн серии ОЦТК»). Наличие в компоновке клапана исключает обратное выдавливание цемента после его закачки.

Оригинальная конструкция клапана КОЛ надежно работает и препятствует размыванию в процессе прокачки цементного раствора. При этом весь комплект оборудования изготовлен из легкоо разбуриваемых материалов.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector