Вскрытие пластов в процессе бурения

Продуктивный пласт многократно подвергается воздействию бурового раствора как на стадии ведения поисковых и разведочных работ, так и в процессе разбуривания залежи, а затем и в продолжение всего периода эксплуатации, вплоть до полной выработки пласта.
Результаты многолетних исследований, проводимых как в лабораторных, так и в промысловых условиях, показали, что воде и глинистые частицы, входящие в состав бурового раствора, во всех случаях отрицательно влияют на проницаемость пласта. Степень влияния зависит от проницаемости и трещиноватости пласта-коллектора, его вещественного состава, значений пластового давления и температуры, противодавления на пласт, развиваемого в процессе вскрытия, проведения спуско-подъемных операций, цементирования эксплуатационной колонны. Очевидно, степень отрицательного влияния на пласт зависит также от качества бурового раствора, продолжительности вскрытия пласта.
Промысловая практика показывает, что во всех случаях проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства. Это находит отражение в удлинении сроков освоения скважин, снижении их производительности, неравномерности выработки залежей, снижении нефтеотдачи, а на разведочных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и снижена эффективность геологоразведочных работ. Глубина проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора и их количество при прочих равных условиях в значительной степени определяются перепадом давления на пласт в процессе его вскрытия. Как правило, продуктивные пласты вскрывают с давлением, значительно превышающим пластовое. Избыточное давление на ряде месторождений доходит до 20 МПа. Естественно, при таком избыточном давлении в пласт проникает огромное количество фильтрата и бурового раствора, в особенности при продолжительном вскрытии и применении буровых растворов недостаточно высокого качества с высоким показателем фильтрации. Указанное усугубляется при значительных колебаниях давления на стенки скважины в процессе спуско-подъемных операций. Интенсивность колебаний гидродинамического давления возрастает с увеличением глубины скважины, скорости подъема или спуска бурильной колонны, вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора и с уменьшением зазора между стенкой скважины и бурильной колонной.
Исследования показывают, что при проводке глубоких скважин высокие температуры существенно влияют на показатель фильтрации глинистого бурового раствора. Например, показатель фильтрации глинистого бурового раствора, обработанного КССБ и содержащего 1,5 % соли, при нагреве до 200 °С увеличивается в статических условиях в 6 раз, а в динамических - в 22 раза. Как показал ряд исследований, глинистые растворы в глубоких скважинах при высоких температурах вообще могут оказаться непригодными.
Отрицательное воздействие проникшей в пласт воды может проявляться многообразно. Вода, проникшая в нефтеносный пласт:
вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в пласте-коллекторе, в результате чего резко снижается проницаемость призабойной зоны;
образует водонефтяные эмульсии, благодаря которым в ряде случаев можно существенно снизить проницаемость призабойной зоны;
удерживается в пористой среде капиллярными силами, и частичное вытеснение ее из поровых каналов может происходить лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины, особенно при низкопроницаемых коллекторах;
при взаимодействии с высокоминерализованной водой образует нерастворимые осадки в порах продуктивного пласта.
В зависимости от молекулярной природы пористой среды, содержания поверхностно-активных веществ в нефти, наличия или отсутствия набухающих глин, характера депрессии на пласт и других причин ухудшение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлено влиянием всех перечисленных выше факторов одновременно или некоторых из них.
Чем выше качество исполнения работ по вскрытию продуктивного пласта путем бурения и перфорации, а также качество цементирования эксплуатационной колонны, чем лучше и надежнее учтены в конструкции скважины оптимальные условия вскрытия пласта, освоения скважины и проведения ремонтно-изоляционных работ, тем выше надежность эксплуатации залежи в целом и по каждой скважине в отдельности, тем меньше непроизводительные затраты времени на устранение недостатков, связанных с некачественным заканчиванием скважин.
Можно утверждать, что первым этапом положительного решения проблемы повышения степени извлечения нефти и газа из недр Земли является повышение качества вскрытия пласта и заканчивания скважин в целом. Вследствие этого тщательное изучение характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, исследование всех факторов, отрицательно влияющих на фильтрационную характеристику пласта, разработка системы мероприятий по сохранению естественных характеристик пористой среды должны быть начаты на стадии поисковых и разведочных работ. В этот период внимание должно быть сконцентрировано на всестороннем изучении 'Нефтяных и газовых залежей с привлечением гидродинамических, геофизических и других способов исследований.
Продуктивные пласты нефтяных и газовых месторождений представлены коллекторами гранулярного, трещинного и смешанного типов. Размер фильтрационных каналов варьирует от долей микрона до нескольких сантиметров (каверны и трещины). Разнообразен минералогический состав пород коллектора - кварцевые и полимиктовые песчаники, алевролиты, аргиллиты, карбонатные породы. Некоторые минералы взаимодействуют с буровым раствором, в результате чего изменяются параметры фильтрационных каналов. Нефтегазоносные пласты всегда содержат воду, насыщенную различными веществами, при взаимодействии которых с буровым раствором, или его фильтратом могут образовываться осадки, закупоривающие фильтрационные каналы. Продуктивные пласты при бурении вскрывают как на стадии проведения поисково-разведочных работ, так и при разбуривай залежи с целью ввода ее в эксплуатацию, в основном с применением глинистого бурового раствора на водной основе (нормальной плотности или утяжеленного мелом, баритом, гематитом).
При пластовом давлении, равном гидростатическому или ниже него, для вскрытия пласта применяют глинистые растворы плотностью Р = 1150...1250 кг/м3, а при пластовом давлении выше гидростатического - глинистые растворы, утяжеленные мелом (Р= 1440...1450 кг/м3), баритом и гематитом (Р = 1800...2200 кг/м3). Одни и те же глинистые растворы применяют для вскрытия различных пластов-коллекторов - песчаных, алевритовых, имеющих различные вещественный состав, текстуру и. структуру, состав и тип цементирующих веществ, степень отсортированности и окатанности обломочного материала и другие свойства, в сумме отрицательно влияющие на емкостные и фильтрационные характеристики коллекторов подобного типа. С применением же глинистых растворов вскрывают карбонатные коллекторы и другие коллекторы трещинного типа. В карбонатных породах могут быть развиты не только гранулярный и трещинный типы пористости, но также карстовый тип, благодаря которому, главным образом, в карбонатных породах образуются крупные полости изменчивой конфигурации.
В настоящее время все эти особенности, к сожалению, не учитываются в процессе вскрытия пласта, так как промежуточный результат - успешное окончание бурения скважины - пока является основным показателем деятельности буровых предприятий.
Однако вскрытие продуктивных пластов с использованием указанных растворов, содержащих различные химические реагенты и полимеры, приводит к ухудшению фильтрационной характеристики пластов в призабойной зоне.
Анализ состояния вскрытых нефте- и газоносных пластов на разведочных и эксплуатационных площадях, систематические исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды позволяют сделать вывод о том, что продуктивные пласты в основном вскрывают без учета геолого-физических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей.
Основная цель геологоразведочных работ на нефть и газ заключается в установлении истинной нефтегазоносности и коллекторских свойств продуктивных пластов. Эта цель достижима только при качественном вскрытии и опробовании пластов.
Необходимо применять такие способы вскрытия и опробования перспективных участков разреза, при которых сохранялось бы естественное состояние коллектора и, следовательно, были получены достаточно надежные результаты опробования на промышленный приток нефти и газа.
Только такие данные, которые отражают фактическое состояние коллектора, могут быть использованы для оценки общих и извлекаемых запасов нефти и газа. Недостаточный учет геолого-физических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его флюидов в процессе бурения может привести к совершенно неправильным выводам об истинной нефтегазоносности объекта и даже к тому, что некоторые продуктивные пласты в разрезе могут быть пропущены.
В нефтепромысловой практике встречается немало фактов, когда скважины, при бурении которых отмечались интенсивные нефтегазопроявления, после ввода их в эксплуатацию либо совсем не давали притока нефти и газа, либо имели очень низкую производительность. Подобное положение значительно снижает технико-экономические показатели разработки отдельных залежей и сдерживает своевременное выявление нефтегазоносности на перспективных площадях.
Многолетняя практика применения буровых растворов на водной основе и лабораторные исследования показывают, что проникновение фильтрата и бурового раствора в пласт в период вскрытия является основной причиной ухудшения его коллекторских свойств.
По результатам лабораторных исследований установлено, что проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость пористой среды на 50 % и более.
Лабораторные исследования показали, что добавка к буровому раствору различных реагентов, улучшающих его структурно-механические свойства, снижает естественную проницаемость коллектора.
Были исследованы закупоривающие свойства растворов химических реагентов и солей, широко применяемых для обработки буровых растворов. Было исследовано десять водных растворов химических реагентов и солей различной концентрации. Для сопоставления результатов исследований было изучено влияние технической воды на проницаемость породы.
Анализ полученных лабораторных данных показал, что все исследованные химические реагенты в различной степени снижают проницаемость породы. Наибольшая степень закупоривания пористой среды отмечена при использовании гипана, УЩР. КССБ, ТПФН. Водные растворы этих химреагентов снижают проницаемость породы значительно больше, чем техническая вода, после воздействия которой коэффициент восстановления проницаемости составляет 60 %.
Закупоривающие свойства водного раствора гипана резко проявляются с ростом содержания его в растворе. После прокачивания 10%-ного раствора гипана образцы породы стали практически непроницаемыми. Установлено, что из числа всех исследованных растворов реагентов и солей в наименьшей степени снижают проницаемость породы растворы хроматов калия или натрия и хлористого кальция.
В результате применения глинистых растворов в ряде случаев вследствие кольматации необратимо снижается проницаемость пород в призабойной зоне, что вызывает значительное снижение продуктивности скважины. Объясняется это тем, что при проникновении твердой фазы бурового раствора, в особенности глины, во вскрываемый пласт необратимо закупориваются его поры, в результате чего проницаемость может снизиться до нуля.
Для более полного представления о механизме кольматации поровых каналов гранулярных коллекторов ВНИИБТ проводились микроскопические исследования кольматационного слоя. Было установлено, что глубина кольматации образцов пород с высокой проницаемостью составляет в среднем Т>-6 мм, а с низкой проницаемостью - 1,5-2 мм.
На основании исследований сделано следующее заключение относительно изменения проница-емости продуктивного пласта при бурении:
при исходной проницаемости 0,1-0,5 мкм после вскрытия она уменьшается на 50-30 %;
при исходной проницаемости 1,О-2,0 мкм после вскрытия она уменьшается на 25-20 %.
Следует отметить, что при наличии в продуктивном пласте зон и прослоев с низкой проницаемостью продуктивность скважины в большинстве случаев снижается необратимо.
Изучение механизма явлений, происходящих в призабойной зоне при проникновении в пласт фильтрата буровых растворов показывает, что часть перового пространства оказывается занятой водой. Вследствие этого нефть (газ) при движении к забою во время освоения скважины встречает труднопреодолимое препятствие, а проникшая в продуктивный пласт вода полностью не вытесняется - часть ее остается в призабойной зоне, что снижает дебит скважин. Наибольшее количество воды не извлекается из пластов и прослоев с низкой проницаемостью вследствие проникновения воды в поровые каналы в результате капиллярного впитывания.
Значительная глинистость пород, слагающих продуктивный пласт, требует особого подхода к его вскрытию. Проникновение фильтрата в призабойную зону может вызвать набухание глин, что приведет к сужению поровых каналов и даже к частичной их закупорке вследствие диспергирования и перемещения частиц глины потоком жидкости.
Наиболее значительно уменьшение проницаемости коллекторов вследствие набухания глин при низкой проницаемости пород в призабойной зоне.
В связи с тем, что в результате периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины происходит взаимное диспергирование воды (фильтрата) и нефти, то в определенных условиях в призабойной зоне в поровом пространстве пород может образоваться устойчивая эмульсия. Этому благоприятствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, которые являются эмульгаторами.
В определенных условиях в пласт может проникать часть выбуренной породы. Объясняется это тем, что при использовании глинистого раствора отделение частиц породы от поверхности забоя затрудняется вследствие скопления на забое слоя глинистого шлама. При этом ослабевает ударное воздействие долота и происходит повторное измельчение уже сколотой породы. В таких условиях естественно предположить, что часть шлама может проникнуть в пласт, в особенности, если последний представляет собой трещинный коллектор. Как уже отмечалось, проникновение воды (фильтрата буровых растворов на водной основе) в поровые каналы пласта-коллектора с низкой проницаемостью необратимо снижает его естественную проницаемость. Вода связывается с поверхностью стенок поровых каналов вследствие капиллярных сил и образования адсорбционных слоев. Очевидно, что способность таких твердых тел, как породы-коллекторы, взаимодействовать с водой определяется их свойствами: химическим составом, типом кристаллической решетки, состоянием поверхности.
Для поверхностных явлений, к которым относится взаимодействие жидкой и твердой фаз, особое значение имеет поляризация взаимодействующих поверхностей: чем больше некомпенсированных электростатических зарядов находится на поверхности тела, тем интенсивнее оно гидратируется. Способность тела смачиваться водой зависит от состояния его поверхности.
В ряде случаев молекулы твердой фазы вступают в химическое взаимодействие с водой. При этом в результате переходу ионов твердого тела в раствор его поверхность приобретает заряд. Кроме того, возможно образование новых химических веществ (кристаллогидраты, гидроокиси и т.п.), поверхность которых хорошо смачивается водой. На взаимодействие пород-коллекторов с водой оказывает влияние наличие в ней посторонних ионов. Адсорбционный слой воды на поверхности пород может образовываться как при непосредственном соприкосновении с водой, так и при конденсации ее паров.
По термодинамическим свойствам прочно связанная вода по существу представляет собой новую фазу. Адсорбированная вода отличается от обычной некоторыми аномальными свойствами. При соприкосновении воды с гидрофильной поверхностью происходит гидратация этой поверхности, т.е. адсорбция молекул воды.
Микрорельеф поверхности (впадины, выступы, щели) создает значительные трудности для перемещения адсорбированных молекул воды, поэтому адсорбционный слой обладает значительным сопротивлением сдвигу. Внешние концы притянутых молекул воды образуют новую поверхность, способную притягивать следующий слой молекул, также ориентируя их по направлению силовых линий молекулярного поля твердой поверхности. Второй слой адсорбированных молекул воды притягивает третий, третий - четвертый и так до тех пор, пока энергия силового поля твердого тела не станет меньше энергии броуновского движения.
Особенностями структуры адсорбционного слоя, составленного из цепочек молекул воды, тянущихся в глубь жидкости, объясняются многие свойства пленок адсорбированной воды, резко отличающейся по свойствам от обычной воды.
Одной из особенностей взаимодействия тонких слоев адсорбированной воды с породами-коллекторами является их расклинивающее действие - возникновение давления, создаваемого сольватными адсорбционными слоями в микротрещинах твердого тела. Исходя из этого, можно предположить, что в процессе освоения скважины и ее эксплуатации в известных условиях из пласта может быть извлечено лишь незначительное количество воды, связанной с породой в результате адсорбции и действия капиллярных сил.

РЕКОМЕНДАЦИИ
При вскрытии продуктивного пласта основная задача заключается в том, чтобы проницаемость коллектора была сохранена и призабойная зона не загрязнялась жидкой и твердой фазами бурового раствора.
В подавляющем большинстве случаев продуктивные пласты вскрывают без учета физико-геологических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его флюидов. Это приводит к тому, что в ряде случаев искажаются данные об истинной нефтегазоносности отдельных продуктивных залежей, эффективной толщине пласта, значительно снижаются производительность скважин и нефтегазоотдача пласта.
Повсеместное применение глинистых растворов при вскрытии пласта является основной причиной ухудшения фильтрационной характеристики пористой среды. Наибольший вред пласту при этом наносится в тех случаях, когда коллектор характеризуется низкой проницаемостью, присутствием в продуктивной части разреза набухающих глинистых частиц.
Весьма неблагоприятные условия для вскрытия продуктивных пластов создаются при разведочном бурении на нефть и газ на больших глубинах, когда в ряде случаев приходится применять утяжеленные буровые растворы плотностью 2200 кг/м3. В этих условиях в продуктивный пласт проникают не только фильтрат бурового раствора, но и частицы утяжелителя, которые необратимо снижают проницаемость пласта в призабойной зоне. Положение усугубляется еще, тем, что при большой глубине и применении утяжеленных буровых растворов повышение гидродинамического давления на стенки скважины в процессе спуско-подъемных операций вызывает гидравлический разрыв пласта, вследствие чего в него проникает большое количество, жидкости и твердой фазы.
Нельзя считать, допустимым, когда в процессе вскрытия продуктивного пласта, в особенности на больших глубинах, допускаются перепады давлений, достигающие 10 МПа и более.
Совершенно недопустимо, когда продуктивные пласты, в которых давление ниже гидростатического, также вскрывают с применением глинистого раствора. В этих условиях, естественно, коллекторские свойства пласта настолько ухудшаются, что производительность скважин уменьшается в несколько раз.
Целесообразно, чтобы единый проект на сооружение скважин включал два самостоятельных законченных раздела:
1) бурение скважин до кровли продуктивного пласта;
2) вскрытие продуктивного пласта, цементирование эксплуатационной колонны, перфорация и освоение.
Во втором разделе проекта должны быть отражены следующие основные вопросы, подлежащие изучению- в процессе вскрытия и освоения нефтегазоносного пласта:
3)определение типа бурового раствора, позволяющего сохранить естественную проницаемость пласта;
4)изучение физических свойств коллектора и его вещественного состава;
5)определение положения водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контакта;
6)определение порядка опробования продуктивных пластов и прослоев в продуктивной части разреза;
7)изучение возможной нефтеотдачи отдельных пластов и прослоев в продуктивной части разреза;
8)выделение объекта эксплуатации.
Если геолого-физические свойства продуктивного пласта позволяют бурить ствол скважины до конечной глубины, включая интервал залегания продуктивного пласта, с использованием одного бурового раствора, то эксплуатационную колонну следует спускать до забоя.
Если же буровой раствор, успешно используемый при бурении ствола скважины, может отрицательно повлиять на проницаемость коллектора, то колонну надо спускать до кровли продуктивного пласта, а для вскрытия его применять буровой раствор другого типа.
Рекомендуются следующие области применения различных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов с учетом геолого-физических свойств коллектора.
Если пластовое давление выше гидростатического, коллектор характеризуется низкой проницаемостью и содержит набухающие глинистые частицы, то продуктивный пласт целесообразно вскрывать с применением утяжеленных растворов на нефтяной основе. Если же коллектор не содержит набухающих глинистых частиц и характеризуется высокой проницаемостью, можно применять утяжеленные растворы на водной основе с добавлением специальных ПАВ. При этом утяжелители должны растворяться в кислотах.
Если пластовое давление равно гидростатическому, коллектор характеризуется низкой проницаемостью и содержит набухающие глинистые частицы, то наиболее приемлемы буровые растворы на нефтяной основе. Если же коллектор не содержит набухающих глинистых частиц, проницаемость высока или имеет среднее значение, то можно применять безглинистые буровые растворы на водной основе с добавлением ПАВ.
Если пластовое давление ниже гидростатического, то независимо от свойств коллектора, при выборе бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта нужно исходить из значения пластового давления.
При пластовом давлении, равном 0,8-1, гидростатического, можно вскрывать продуктивную часть пласта с применением растворов на нефтяной основе.
Указанные рекомендации в равной степени относятся к процессам перфорации и глушения скважин.

Крепление скважины

После углубления скважины по мере необходимости проводят работы по креплению ее ствола обсадной колонной.

Процесс крепления скважины состоит из двух видов работ:

- спуск в скважину обсадной колонны;

- цементирование обсадной колонны.

Цели крепления скважин

-закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых горных пород;

-изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по стволу;

-разделение интервалов, где геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма различной плотностью;

-разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных пластов;

-образование надежного канала в скважине для извлечения углеводородов или подачи закачиваемой в пласт жидкости;

-создание надежного основания для установки устьевого оборудования нефтегазовой скважины.

Строительство скважины осуществляется в соответствии с проектом ее конструкции.

Конструкция скважины состоит из ствола, пробуренного в горных породах и нескольких обсадных колонн (ОК), закрепленных в этих породах с помощью цемента.

Конструкция скважины характеризуется:

-глубиной (протяженностью) скважины и интервалов под каждую ОК;

-диаметром ствола скважины под каждую ОК;

-количеством ОК, спускаемых в скважину, глубиной их спуска, их длиной, диаметром и интервалами их цементирования.

Обсадные колонны различаются по назначению и глубине спуска

· направление - служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 - 10 м;

· кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветренными породами, и предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения от загрязнения; глубина спуска до нескольких сот метров;

· промежуточная колонна - служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;

· эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта; в интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром;

· потайная колонна (хвостовик) - служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны; если она не имеет связи с предыдущей колонной, то ее называют "летучкой".

Число обсадных колонн определяется на основании анализа геологического разреза в месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями, анализа картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а также накопленного практического опыта проводки скважин.

По имеющимся данным строят совмещенный график изменения коэффициента аномальности пластового давления kа и индекса давления поглощения (гидроразрыва) kгр с глубиной и на нем выделяют интервалы, которые можно проходить с использованием раствора одной плотности.

- Коэффициент аномальности пластового давления

- Индекс (коэффициент) давления поглощения (гидроразрыва)

Каждая обсадная колонна (ОК) собирается из обсадных труб одного номинального размера (одноразмерная колонна), или двух номинальных размеров (комбинированная колонна).

Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу) обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска.

Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на одну-две трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный клапан. Обратный клапан служит для перекрытия пути поступления жидкости внутрь обсадной колонны.

Заливочный патрубок устанавливают непосредственно над башмаком (ниже обратного клапана). Он представляет собой отрезок трубы длиной около 1,5 м с отверстиями, расположенными по винтовой линии. Они соединяют затрубное пространство с внутренним объемом обсадной колонны. Заливочный патрубок применяют для подачи цементного раствора в затрубное пространство при цементировании обсадной колонны.

Упорное кольцо (кольцо "стоп") устанавливают в обсадной колонне на 20 - 30 м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служит для задерживания цементировочных пробок. Кольцо изготовляют из серого чугуна, иногда применяют упорные кольца, изготовленные из цемента.

Заливочной муфтой обсадная колонна оснащается в том случае, если предусматривается ступенчатое цементирование. Она позволяет открыть в нужный момент каналы для подачи цементного раствора в затрубное пространство, а затем вновь их перекрыть. Место установки муфты определяется заранее по протяженности интервалов цементирования.

Трубный пакер вводят в оснащение обсадной колонны для создания надежной изоляции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер устанавливают в местах залегания устойчивых непроницаемых горных пород. Надежная изоляция пакеров достигается деформированием эластичного элемента, надетого на корпус, и плотным его смыканием со стенкой скважины.

Центраторы ("фонари") устанавливают на обсадной колонне для поддержания соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и создания благоприятных условий для равномерного распределения цементного раствора по кольцевому зазору.

Скребки устанавливают на обсадной колонне для удаления глинистой корки со стенок скважины и повышения надежности сцепления цементного камня со стенками ствола скважины. Скребки бывают круговые и прямолинейные.

 

Цементирование скважин

Двухступенчатое цементирование применяют, когда по геолого-техническим причинам цементный раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень. Целесообразно его использовать в следующих случаях:

1) при наличии зон поглощения в нижележащих пластах;

2) при наличии резко различающихся температур в зоне подъема цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части;

3) если на буровую нельзя одновременно вызвать большое количество цементировочных агрегатов;

4) при поглощении цементного раствора.

Применение двухступенчатого способа цементирования может способствовать экономии цемента.

Двухступенчатое цементирование-это раздельное последовательное цементирование двух интервалов в скважине (сначала нижнего, затем верхнего).

Способ позволяет:

· снизить давление на пласт при высоких уровнях подъема ТР;

· увеличить высоту подъема ТР в заколонном пространстве без значительного роста давления нагнетания;

· уменьшить смешение ТР с ПЖ в заколонном пространстве;

· избежать воздействия высоких температур на ТР, используемый в верхнем интервале (можно оптимизировать выбор ТР).

Контроль качества цементирования. Факторы, влияющие на качество цементирования

· Подвижность тампонажного раствора. Его подвижность т.е. способность покачиваться по трубам в течении необходимого для проведения процесса цементирования времени.

· Плотность тампонажного раствора. Это критерий оценки качества тампонажного раствора. Колебание его плотности при цементировании показывает на изменение его водоцементного отношения, это является нарушение технологического режима. Уменьшении плотности приводит к ухудшению свойств камня.

· Сроки схватывания тампонажного раствора. С помощью этих параметров определяется пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины.

· Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин необходимо устанавливать изменения загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания.

· Вспенивание. При закачки раствора в скважину необходимо обеспечить точность подсчета объема прокачиваемого раствора. При приготовлении раствора очень часто образуется очень много пены что дает неверное представление об количестве закаченного раствора в скважину.

· Водоотдача цементного раствора. Нестабильность раствора является его расслоение, образование зон воды и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонном пространстве скважины. Мероприятия повышение стабильности тампонажных растворов является уменьшение их водоотдачи.

· Механическая прочность цементного камня. Она характеризуется пределами прочности на изгиб образцов-балочек.

Цементировочное оборудование:

- Цементировочный агрегат (ЦА):для приготовления, закачки и продавливания ТР и др. растворов в скв. и за колонну и вымывания излишков р-ра из скв.; промывки скв. через спущенную колонну ОК; обработки призабойной зоны скв. и др. операций

-Цементно-смесительная машина (СМ): для транспортировки сухих тампонажных материалов и механизированного приготовления ТР.

-Самоходный блок манифольдов (БМ).

-Станция контроля процесса цементирования (СКЦ).

-Осреднительная емкость.

-Цементировочная головка: для обвязки устья скв.

-Трубопроводы и арматура (можно производить прямую и обратную промывки, продавка в пласт ТР через заливочные трубы и кольцевое пространство) для обвязки оборудования.

Основные способы цементирования:

1) Прямое одноступенчатое цементирование.

2) Двухступенчатое цементирование-это раздельное последовательное цементирование двух интервалов в скважине (сначала нижнего, затем верхнего).

Способ позволяет:

- снизить давление на пласт при высоких уровнях подъема ТР;

- увеличить высоту подъема ТР в заколонном пространстве без значительного роста давления нагнетания;

- уменьшить смешение ТР с ПЖ в заколонном пространстве;

- избежать воздействия высоких температур на ТР, используемый в верхнем интервале (можно оптимизировать выбор ТР).

3) Манжетное цементирование применяется, когда попадание ТР ниже интервала цементирования нежелательно. Для этого ОК оборудуется манжетой или специальным пакером для манжетного цементирования. ТР нагнетается через перфорированный участок ОК над манжетой (пакером) и не попадает в затрубное пространство ниже манжеты (пакера).

4) Цементирование потайной колонны

Спуск потайной колонны осуществляют на колонне бурильных труб (БК), с которой они соединены разъединителем с левой резьбой.

Используют способ одноциклового цементирования с одной разделительной пробкой, состоящей из двух частей:

* проходной (нижней) пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых ОТ, которая закрепляется шпильками в разъединителе;

* упругой пробки малого диаметра (верхняя), которая может свободно проходить по колонне бурильных труб.

Упругую пробку вводят в БК вслед за ТР. Под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Давление возрастает, шпильки срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз. При посадке пробок на упорное кольцо происходит скачок давления нагнетания.

Для промывки БК от остатков ТР в нижнем переводнике разъединителя с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные отверстия. После ОЗЦ бурильную колонну отсоединяют и поднимают.

5) Установка цементных мостов

Цементный мост - прочная газонефтеводонепроницаемая перемычка, устанавливаемая в скважине с целью перехода на вышележащий объект, забуривания нового ствола, ликвидации проявления и поглощения, укрепления неустойчивой кавернозной части ствола, консервации или ликвидации скважины.

Для установки моста цементный раствор (ЦР) закачивают через БК или колонну НКТ, спущенную до нижней отметки интервала установки моста. Чтобы предотвратить смешивание ЦР с ПЖ используют буферную жидкость, разделительные пробки и т.п. По мере выдавливания ЦР в ствол скважины колонну поднимают и, когда ее нижний конец окажется выше уровня ЦР, промывают по методу обратной циркуляции.

Чтобы ЦР не погружался в ПЖ ниже места установки моста устанавливают разделитель (тампон, пакер и т.п.).

6) Обратное цементирование

Способ заключается в закачивании ТР с поверхности непосредственно в затрубное (межтрубное) пространство и вытеснении находящейся там промывочной жидкости через башмак ОК и по ней на поверхность.

Способ применяют при цементировании ОК, перекрывающих пласты большой мощности, которые подвержены гидроразрыву при небольших перепадах давления, а также при комбинированном способе цементирования, когда нижняя часть ствола цементируется по технологии прямой циркуляции, а верхняя - по технологии обратной циркуляции.

Расчет цементирования скважин

Перед началом цементирования скважины необходимо

Поделиться: