Возможность предотвращения газонефтеводопроявлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважин

 

При твердении цементного раствора в скважине через 1, 5 - 3 ч от начала затворения происходит замедление процессов структурообразования, которое продолжается 5 - 9 ч. При этом нарушается формирование сплошного тампонажного камня за счет расслоения цементного раствора. Образующийся тампонажный камень характеризуется неравномерной прочностью, слоистой крупнозернистой структурой, проницаемостью и низкой адгезией.

Уменьшить до минимума стадию замедления структурообразования, сократить сроки схватывания и существенно изменить в сторону повышения качество физико-механических свойств цементного камня в скважинных условиях оказалось возможным, одновременно осуществляя интенсивный кратковременный нагрев тампонажного раствора в заколонном пространстве и низкочастотные затухающие колебания давления на колонну [78, 89].

Этот принцип послужил основой для разработки технологии предотвращения каналообразования в отдельных интервалах заколонного пространства, а следовательно, предупреждения газонефтеводоперетоков (в случае достаточного вытеснения глинистого раствора).

Сущность технологии заключается в своевременном, до уменьшения давления твердеющей тампонажной смеси в заколонном пространстве ниже пластовых давлений, а следовательно, до возникновения газонефтеводопроявлений или межпластовых перетоков, создании в заданных его интервалах с наибольшей вероятностью прорыва пластовых флюидов (например, против непроницаемых " покрышек" над газонефтеносными пластами, или против глинистых прослоев между газонефтеносными и водоносными пластами) цементных перемычек, обеспечивающих надежную герметизацию нижележащего заколонного пространства.

Затем соответствие по глубинам заданным интервалам толщину, скорость твердения и набора прочности создаваемых цементных перемычек оценивают по данным неоднократно проведенных в период ожидания затвердения цементной массы за обсадной колонной в скважине замеров электротермометром и аппаратурой акустического контроля за цементированием с регистрацией фазокорреляционных диаграмм, т.е. по данным временных термоакустических исследований в период ОЗЦ.

Для этого после закачки в заколонное пространство тампонажного раствора, но до начала его твердения, в заданных интервалах скважины сжигают опущенные на каротажном кабеле специальные пороховые заряды, например, из серийно выпускаемых: аккумулятор давления скважинный (АДС), или пороховой генератор давления (ПГД, БК).

Пороховые заряды воспламеняются электрическим импульсом и в процессе горения одновременно создают в скважине пульсирующее, с затухающими частотой и амплитудой давление через колонну на еще не затвердевшую тампонажную смесь и ее интенсивное нагревание. Низкочастотная затухающая пульсация давления в скважине создает затухающие колебания тампонажной смеси, ускоряющие физико-химические процессы уплотнения и упрочнения ее структуры с постепенным переходом в спокойное, устойчивое состояние.

При этом параметры порохового заряда подбираются так, чтобы максимальная амплитуда избыточного пульсирующего давления в скважине, образующегося при его сгорании, была достаточно велика для создания колебаний тампонажной смеси, но не превышала зависящее от гидростатического давления и диаметра обсадной колонны в интервале сгорания предельное давление, при котором нарушается целостность обсадной колонны в ее резьбовых соединениях.

Одновременно создаваемое интенсивное нагревание тампонажной смеси в заколонном пространстве скважины, в которой измеряемое после сгорания заряда превышение фоновых значений температуры изменяется в пределах 30 - 60°С, обеспечивает ускоренные твердение и набор прочности тампонажной смеси без дополнительного дорогостоящего и не всегда эффективного использования специальных добавок к тампонажному раствору.

Для оценки своевременности создания с помощью затухающего баротеплового воздействия цементных перемычек, их соответствия по глубинам заданным интервалам и надежности герметизации находящегося под ними заколонного пространства в скважине после сгорания пороховых зарядов проводят временные термоакустические исследования скважины в период ОЗЦ.

На зарегистрированных в процессе таких исследований термограммах в интервалах воздействия сожженных пороховых зарядов отмечаются температурные аномалии с превышением фоновой температуры в скважине на 30 - 60°С, уменьшающиеся со временем. На зарегистрированных в период ОЗЦ диаграммах АКЦ и ФКД в интервалах баротеплового воздействия отмечается ускоренное образование в заколонном пространстве твердых цементных перемычек с плотным контактом с колонной и породой (т.е. высокой прочности) и с толщиной, достаточной для выдерживания максимального перепада давления в скважине, при отсутствии или частичном контакте с колонной и породой незатвердевшей тампонажной смеси в ниже- и вышележащих интервалах заколонного пространства. А это свидетельствует о своевременном создании надежной герметизации частей заколонного пространства, находящихся ниже сформированных цементных перемычек (еще до возможности образования газонефтеводопроявлений и межпластовых перетоков).

Пример. На зарегистрированных в нефтяной скважине кривой КС 1зонда А2МО и кавернограмме 2отмечается интервал 1628, 5 - 1631, 5 м глинистого кавернозного прослоя 3между нефтеносной и водоносной частями продуктивного горизонта (рис.98).

Рис. 98. Результаты термобарического воздействия в нефтяной скважине

Для повышения надежности предотвращения перетока пластовой воды из водоносной части горизонта в нефтеносную были проведены работы по созданию в заколонном пространстве против глинистого прослоя непроницаемой цементной перемычки с помощью сжигания порохового заряда.

Длину заряда L определяли по формуле:

где: р - суммарное (избыточное плюс гидростатическое) давление, образующееся в колонне при сгорании порохового заряда;

а₀ = 0 - для неперфорированной колонны;

р₀ - гидростатическое давление в интервале 1637 - 1638 м сгорания заряда в скважине, равное, при плотности бурового раствора 1, 2 г/см³, 19, 65 МПа;

D - внутренний диаметр обсадной колонны, равный 146 мм;

К = 0, 96-КГ³; = 1400 МПа.

Заданное максимальное значение избыточного давления, создаваемого в скважине при сгорании порохового заряда, р₁ = р - р₀ = 16, 5 МПа < 20, 1 МПа, т.е. не превышало предельное для резьбовых соединений колонны.

Из (42) получаем L = 902 мм, что соответствует длине одного порохового заряда ПГД.БК-100М с массой 9, 75 кг.

Через 2, 5 ч после цементирования скважины и получения сигнала " Стоп" в интервале 1637 - 1638 м (см. рис.98, кривая 4)на 5, 5 м ниже глинистого прослоя был сожжен опущенный на каротажном кабеле один заряд ПГД.БК-100М, а затем были проведены временные термоакустические исследования в период ОЗЦ.

На термограмме 5 (см. рис.98), зарегистрированной через 1, 5 ч после сгорания заряда, в интервале 1620 - 1645 м отмечалась температурная аномалия с максимальной температурой 70, 5°С, что характеризовало повышение температуры при нагревании скважины и тампонажной смеси за колонной по сравнению с фоновой температурой (40°С) более чем на 30, 5°С.

На термограмме 6 (см. рис.98), зарегистрированной через 5 ч после сгорания заряда, максимальная температура аномалии уменьшилась до 52°С, что свидетельствовало о постепенном остывании подвергшегося нагреву интервала скважины и тампонажной смеси в нем.

На кривых и АКЦ (см. рис.98, соответственно кривые 7, 8) и ФКД (не приводится), зарегистрированных соответственно через 6 и 23 ч после цементирования, отмечалось наличие плотного контакта цементного камня с колонной и породой в интервалах соответственно 1625 - 1644 м и 1619 - 1645 м, а также частичность или отсутствие такого контакта в выше- и нижележащих интервалах заколонного пространства скважины. А это показывает, что в достаточно широком интервале против глинистого прослоя опережающе создана (до начала твердения тампонажной смеси, а следовательно, до возможности возникновения перетока пластовой воды из водоносной части горизонта) прочная непроницаемая цементная перемычка, способная по своей толщине выдержать максимальные перепады давления в скважине, т.е. надежно герметизирующая нижележащее заколонное пространство.

К концу 1996 г. технология предотвращения каналообразований и заколонных проявлений на основе использования баротеплового воздействия внедрена в 45 скважинах Кущевского ПХГ с экономическим эффектом 2 374 082 тыс. руб. в ценах 1996 г. В 1997 - 99 гг. внедрение технологии продолжалось.

Результаты применения ВТАИС после баротеплового воздействия в скважинах Кущевского ПХГ (рис.99) показывают, что в заданных интервалах заколонного пространства этих скважин созданы непроницаемые цементные перемычки, подтвержденные промысловыми данными об отсутствии межпластовых перетоков и газопроявлений, имевших место в скважинах, не подвергнутых баротепловому воздействию.

Рис.99. Результаты термобарического воздействия в скважинах Кущевского ПХГ:

А - глины; Б - песчано-алевритовые горизонты; В - интервалы термобарического воздействия; I, Ia, Iа' - эксплуатационные горизонты;

II - обводненный горизонт; 1, 2 - термограммы соответственно через 4 и 7 ч после сжигания зарядов; 3, 4 - кривые , зарегистрированные соответственно через 8 и 12 ч после цементирования; 4, 5, 13, 3 - пластовые давления (в МПа) в горизонтах.

 

Применение технологии практически не оказывает вредного влияния на окружающую среду, так как образующиеся при сгорании пороховых зарядов газы, выходя на дневную поверхность через более чем тысячеметровый столб жидкости в колонне, очищаются от ядовитых примесей.

Полученные результаты применения ВТАИС позволили разработать методику применения акустических и термометрических методов изучения процессов формирования цементного камня в период ОЗЦ скважин, которая в 1980 г. была утверждена в Миннефтепроме [56].

На основе проведенных усовершенствований этой методики и расширения ее применения (в том числе и в предприятиях Мингазпрома) она была переработана в методику временных термоакустических исследований скважин в период ОЗЦ с целью повышения информативности контроля за их цементированием, утвержденную в 1987 г. в СевКавНИИгазе, ПО " Кубаньгазпром" и " Уренгойгаздобыча".

Результаты проведения ВТАИС в период ОЗЦ целесообразно использовать при строительстве соседних, однотипных по геолого-техническим условиям скважин, а также для выбора и регламентирования рационального комплекса методов контроля за их цементированием.

 

⇐ Предыдущая23242526272829303132Следующая ⇒

Поделиться: