Возможность повышения качества цементирования скважин путем увеличения объемов буферных 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 Самотлорской 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 использовании 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 ) и стенкой скважины (диаметром ) разрушить застойную зону (т.е. уменьшить угол застойной зоны до нуля) лишь за счет повышения скорости прокачивания жидкости невозможно (рис.86).

Рис.86. Зависимость угла застойной зоны от в эксцентричном кольцевом пространстве скважины:

а - = 39, 8 мм, = 56, 6 мм; б - = 25 мм, = 56, 6 мм, - перепад давления на длине l; - минимальный перепад, при котором начинается движение жидкости, где: - статическое напряжение сдвига; - гидравлический диаметр

 

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 м³.

Однако при попытке зацементировать скв. 2581 с закачкой 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.

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 - -

Таблица 14

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 .

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 водонефтегазопроявлений 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 можно определить следующим образом.

Если на глубине расположен пласт с давлением , с учетом которого подбирают удельный вес бурового раствора , то допустимая высота столба буферной жидкости при и удельном весе тампонажного раствора может быть найдена из условия:

где: - среднее значение зенитного угла ствола скважины;

а - коэффициент превышения в скважине пластового давления над гидростатическим.

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

Максимально допустимый объем буферной жидкости определяется умножением значения 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.

⇐ Предыдущая19202122232425262728Следующая ⇒

Поделиться: