Заканчивание скважин

 

       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. 

 

       11. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 

     По  данным анализа за 1999 г., проведенным  ЗСФ ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение», качество сцепления в интервале чистого  цемента с колонной составило: удовлетворительное – 41,7 %, пониженное – 57,6 %; с породой: удовлетворительное 25,9 %, пониженное – 15,7 %, низкое – 57,6 %.

     Цементирование  в 1999 г. производилось цементом марки  ПЦТ 1 – 100 с В/Ц равным 0,5. За 5 месяцев (январь-май) 2000 г. сцепление в интервале чистого цемента с колонной составило: удовлетворительное – 40,86 %, пониженное – 59,14 %; с породой: удовлетворительное – 29,72 %, пониженное – 16,94 %, низкое – 59,4 %. Цементирование в январе 2000 г. производилось цементом марки

     ПЦТ 1 – 100 с В/Ц равным 0,5, в феврале  – мае цементом марки «G» с В/Ц равным 0,44.

     Таким образом, в целом удовлетворительное сцепление в зоне использования  чистого цемента с колонной составляет »40 % 0 %, с породой – менее 30 %, что говорит о необходимости дальнейшей разработки мероприятий по повышению качества цементирования. Например, одним из мероприятий может являться добавка к цементу

     3-4 % ПСМС для цементирования нижней  части эксплуатационных колонн.

     Обобщая данные сцепления по верхней части  колонны можно сказать, что сцепление  с породой отсутствует, а сцепление  с колонной в основном частичное.

     Таким образом, планируемое использование  добавок ПСМС к цементу взамен бентонита позволяет надеяться на существенное повышение качества сцепления, как с колонной, так и со стенками скважины. Так на скважинах ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», зацементированных облегченными цементными растворами с добавками ПСМС, как было указано выше, процент хорошего и удовлетворительного сцепления составил, по замерам АООТ «Волгограднефтегеофизика», от 60 до 90 %.  

 

12. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА КРЕПИ

 

Повышение качества строительства скважин вызывает необходимость широкого применения методов высокотехнологичного ступенчатого и манжетного цементирования скважин, заколонных пакеров, новых видов буферных жидкостей и цементных растворов.

Это в настоящее  время наиболее перспективный путь к тому, чтобы в многообразных  условиях месторождений обеспечить совместное отпимальное решение трех коренных задач крепления продуктивной зоны скважины:

- надежно разобщить  пласт - эксплуатационный объект  от других пластов-коллекторов, содержащих воду;

- предовратить практически  значимое ухудшение коллекторских  свойств пласта - эксплуатационного объекта в прискважинной зоне в процессе цементирования скважины;

- предотвратить межпластовые  перетоки и оптимально формировать  цементный камень в период его твердения.

Актуальность сохранения коллекторских свойств пласта при  креплении скважины доказывается многими публикациями и практическим опытом. Произвдительность скважины может понизиться на величину 60-90% из-за проникновения в пласты фильтрата жидкостей из скважины в процессе ее крепления. В пласте фильтрат может участвовать в ряде физико-химических процессов, вызывающих набухание глинистых частиц, эмульгирование и выпадание в осадок твердых частиц новообразований, снижение фазовой проницаемости пласта и дающих в той или иной степени необратимые последствия. В результате уменьшается дебит скважины, неэффективно вырабатывается месторождение,уменьшается коэффициент нефтеотдачи пласта. При этом, цементирование скважины оказывает основное отрицательное влияние на коллекторские свойства пласта и может происходить кратное уменьшение продуктивности скважин.

Для снижения проницаемости  в зонах поглащения и повышения качества вскрытия применяется струйная обработка.

Под струйной обработкой (кольматацией) понимается воздействие  высоконапорных струй глинистых, полимерных и других растворов, истекающих из насадок, направленное на стенки скважин. Она позволяет колмьатировать стенки скважины, снижать проницаемость пород, снижать глубину проникновения фильтратов в пласты и толщину фильтрационной корки.

В результате применения струйной обработки должно повышаться качество вскрытия, разобщения пластов, крепления скважин.

Для обеспечения  высококачественного разобщения и  изоляции продуктивных пластов применяется заколонные пакера типа ПГМД, ПГПМ.

Заколонные проходные  гидравлические пакера типа ПГПМ предназначены для радикального повышения качества изоляции продуктивных пластов при креплении скважин в целях предотвращения межпластовых перетоков и затрубных проявлений пластового флюида в периоды твердения цементного раствора, освоения и эксплуатации скважин.

Позволют создавать  повышенные депрессию на продуктивный пласт и значительно увеличить суммарную нефтедобычу из скважины за счет полного или частичного водогазоперетоков из близлежащих горизонтов.