Причины возникновения МКД и способствующие им факторы

Среди причин появления МКД исследователями выделяются: проникновение газа в межтрубное пространство при эксплуатации газовой скважины из-за негерметичности обсадной колонны и обвязки устья, низкая степень вытеснения бурового раствора из заколонного пространства, усадочные деформации на ранних стадиях твердения, термодеструкционные процессы, проходящие в цементном камне при высоких температурах и давлениях, отсутствие прочной тонкой глинистой корки.

Отмечают следующие возможные пути продвижения газа и других флюидов в заколонном пространстве [1, 2]:

1) по каналам, образованным вследствие негерметичности резьбовых соединений;

2) по каналам из-за негерметичности соединения частей колонной головки;

3) по нарушениям целостности обсадных колонн;

4) по каналам негерметичного цементного камня и контактным зонам.

В основу классификации (рисунок 2.1) взято разделение всех факторов, способствующих газопроявлениям, на пять групп: 1) геологические; 2) техни-ческие; 3) технологические; 4) физико-химические; 5) механические.

 

Методы предупреждения межколонных проявлений

Для предотвращения затрубных газопроявлений предлагались различные мероприятия [1, 3, 4, 5].

В.Д.Малеванский [ 1 ] главным мероприятием по улучшению качества цементирования газовых скважин в условиях аномально высокого пластового

давления считает поддержание давления на схватывающийся тампонажный раствор в затрубном пространстве выше пластового давления в перекрытых

 

тампонажным раствором газоносных пластах. В этих целях им предложено применять двухступенчатое цементирование с разрывом во времени и методику определения глубины установки специальной цементировочной муфты.

И.С. Романович [6] для предотвращения осложнений при креплении скважин на газовых месторождениях предлагает цементировать эксплуа-тационную колонну двумя порциями неодновременно схватывающихся тампонажных растворов, закачиваемых путем прямой заливки. Таким образом, предполагается, что в период ожидания затвердения тампонажного быстросхватывающегося раствора в нижнем интервале схватывающийся замедленно тампонажный раствор в верхнем интервале будет находиться в жидком состоянии и создаст на твердеющий тампонажный раствор в нижнем интервале необходимое гидростатическое давление.

По мнению автора [7], основа метода цементирования для борьбы с газопроявлениями - принцип совпадения начала схватывания цементного раствора с прекращением продавливания его в скважину. Этот метод обеспечивает цементирование без отделения воды и образования каналов в массе цементного раствора. Кроме того, автор рекомендует применять механическую и химическую очистку ствола скважины с целью удаления глинистой корки и обеспечения контакта цементного камня с породой.

По мнению [8, 9], основное направление в предупреждена проявлений заключается в максимально возможном снижении водоотдачи тампонажных суспензий с целью максимального приближения их по своим свойствам в жидком состоянии к коллоидным (глинистым) растворам и за счет резкого снижения начальной проницаемости камня, а также приготовления суспензий, схватывающихся в заколонном пространстве снизу вверх.

Для повышения качества цементирования газовых скважин необходимо:

более полное вытеснение бурового раствора тампонажным и удаление фильтрационной корки, подверженной каналообразованию; применять цементы с инертными добавками, снижающими эффект контракции; использовать вместо тампонажных цементов специальные вяжущие материалы с пониженным эффектом контракции.

А.И.Бережной [10, 11] предложил цементировать эксплуатационную колонну до вскрытия газоносной толщи, закачивать тампонажный раствор или его последнюю порцию в затрубное пространство скважины через 2-4 часа после непрерывного перемешивания его в гидромешалке или в случае цементирования с поднятием тампонажного раствора до устья скважины перемешивать его путем создания циркуляции по кругу «цементировочный агрегат - обсадная колонна - затрубное пространство - цементировочный агрегат» в течение нескольких циклов со скоростью движения, обеспечивающей турбулентный режим течения.

Исследованиями А.К. Караева, А.И. Булатова, И.А. Карманова и Н.А. Сидорова [12] было установлено, что для обеспечения надежной изоляции продуктивных горизонтов в глубоких скважинах вполне достаточно иметь механическую прочность цементного камня 1, 5-2 МПа при изгибе и 5-6 МПа при сжатии (без учета воздействия агрессивной среды).

Для компенсации снижения порового давления предлагается создавать в период ОЗЦ в заколонном пространстве избыточное давление [13] или закачивать в заколонное пространство две порции тампонажного раствора с различными сроками схватывания, чтобы при схватывании нижней порции в пределах верхней еще сказывалось противодавление на проявляющий пласт [14].

Для компенсации снижения порового давления в тампонажный раствор предложено вводить фазу, которая может сжиматься под высоким давлением (газ или газообразующие добавки). При снижении порового давления эта фаза расширяется и восстанавливается первоначальное давление.

Для предотвращения формирования флюидопроводящих каналов в начале периода ОЗЦ, по мнению многих исследователей, необходимо применять седиментационно устойчивые тампонажные растворы [15], тампонажные растворы с улучшенной изолирующей способностью [16], расширяющиеся цементы [17]. Испытание обсадных колонн на герметичность предлагается проводить не по окончании периода ОЗЦ, а сразу после завершения цементирования.

 

Список литературы

1 Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. – М.: Гостоптехиздат, 1963.

2 Мавлютов М.Р., Кравцов В.М., Овчинников В.П., Агзамов Ф.А. и др. Анализ причин заколонных газопроявлений и пути повышения качества цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии. /Обзор.информ. ВНИИОЭНГ.Сер.Бурение. М.: 1984. – Вып.4 (34). - 51 с.

3 Matthews S.M., Copeland J.C. Controlling annular gas flow in deep wells // Drilling. – 1987. – Vol. 48, № 2. – Р. 28 – 29. Борьба с перетоками газа в затрубном пространстве глубоких скважин //Технология и технология бурения скважин: ЭИ.Зарубежный опыт. 1988 - №7.

4 Бережной А.И. Пути повышения герметичности затрубного пространства газовых скважин при их цементировании //Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сибири: сб. Тюмень, 1971.

5 Левайн Д.К., Томас Э.У., Безнер Х.П., Толпе Д.К. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом – 1980. – № 10. - С. 8 – 17.

6 Романович И.С. Опыт разрубивания Шебелинского газового месторождения. – М.: Недра, 1967.

7 L.Maciuca. Probleme cimentului de sonde si al cimentarie sondelor in rigiuner Ticleni Petrol si gase vol. 11, 1960.

8 Гельфман Г.Н., Клявин Р.М. К вопросу о водоотдаче цеменетных растворов // Нефт.х-во – 1963. – № 8. - С. 26.

9 Леонидова А.И. К вопросу исследования водоотдачи растворов из тампонажных цементов: автореф.дис….канд – М., 1966.

10 Бережной А.И. К вопросу формирования герметичного цементного кольца в затрубном пространстве скважин //Тр. Укр. науч.- исслед. ин-та газа.– М.: Недра, 1966. – Вып. 1 (5). - С. 15.

11 Бережной А.И. Теоретические и экспериментальные предпосылки совершенствования техники и технологии цементирования газовых скважин. // Тр. Укр. науч.- исслед. ин-та газа.– М.: Недра, 1966. – Вып. 1 (5). - С. 3 - 12.

12 Караев А.К. Разработка и совершенствование конструкций и технологии бурения при строительстве глубоких нефтяных и газовых скважин на Северном Кавказе: докл. на соискание ученой степени /Фонды АзИНХ им.Азизбекова. – Баку, 1966.

13 Зобс В.Ю., Кулигин Н.А., Шелдыбаев Б.Ф., Ясенец М.Г. Состояние и пути совершенствования крепления сверхглубоких скважин в объединении «Грознефть» //Тр. «СевКавНИПИнефть». – 1983. – Вып. 39.- С. 53-59.

14 Сулейманов И.А. Причины заколонных проявлений и пути их предотвращения при креплении скважин на площадях Мурадханлы //Бурение глубоких нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. – Баку: АзНИПИнефть, 1983. – С. 40 – 48.

15 Баталов Д.М., Горский А.Т. Седиментационная устойчивость тампонажных растворов при пониженных температурах //Проблемы нефти и газа Тюмени. – Тюмень, 1982. - №54. – С. 28-30.

16 Курочкин Б.М. и др. Опыт применения цементно-латексного и тампонажного раствора для крепления скважин //Нефт.хоз-во – 1984. – № 3. - С. 55 – 58.

17 Агзамов Ф.А., Карамов И.Н., Каримов Н.Х., Мандель А.Я. Расширяющиеся и напрягающие цементы /Тр. четвертой Между-народной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России» - СПб: 1999. – С. 39 – 44.

 

ЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: