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.

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 качество цементирования скважины; однако в большинстве случаев применяемая технология цементирования и свойства буровых и тампонажных растворов не могут обеспечить достаточно полное вытеснение бурового раствора в заколонном пространстве.

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

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 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-аргиллитовыми 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 пространстве 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).

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: