» » Герметичность заколонной части ствола скважины

Герметичность заколонной части ствола скважины

03.08.2016

Герметичность заколонной части ствола (ЗЧС) в непродуктивной части разреза означает для законченной строительством или ремонтом скважины отсутствие притоков и перетоков пластовых флюидов и газообразных агентов по зазору между обсадной колонной и стенкой ствола.
Герметичность ЗЧС обеспечивается в дополняющих друг друга направлениях:
1) предупреждение возможности притока из ПЗП;
2) создание непроницаемой среды в ЗЧС.
Герметичность заколонной части ствола обеспечивается цементированием ствола.
Цементирование - процесс заполнения интервалов ствола скважины тампонажным раствором, который, твердея, превращается в тампонажый камень. Цементирование применяют для: крепления ствола скважины за счёт несущей способности цементного камня; изоляции проницаемых пластов в заколонном пространстве интервала цементирования; установки цементных мостов, изолирующих внутреннюю часть обсадной колонны (например, при забуривании нового ствола); защиты обсадных труб от коррозии агрессивными пластовыми жидкостями и газами; и др. целей.
Тампонажными называют такие материалы, которые при затворении в жидкой фазе образуют суспензии, способные твердеть и превращаться в камень.
Герметичность заколонной части ствола зависит от: полноты заполнения тампонажным раствором; качества тампонажного камня и прочности сцепления с породой и колонной; устойчивости тампонажного камня к разрушающим внешним воздействиям.
Критериями тампонирующей способности среды являются:
• изолирующая способность (низкая проницаемость),
• прочность (противостояние физическим нагрузкам),
• долговечность (неизменность физических свойств продолжительное время),
• коррозионная стойкость (противостояние минерализованным и агрессивным средам),
• сопротивление динамическим и ударным нагрузкам (противостояние локальным физическим нагрузкам в импульсном и динамическом режимах приложения),
• термостабильность (сохранность физических свойств при изменении температуры окружающей среды, в том числе в циклическом режиме),
• отсутствие негативных последствий для тампонажного камня от физико-химических (диффузионные, капиллярные и пр.) и органических (бактериальная жизнедеятельность) процессов.
Тампонажные материалы, используемые для крепления обсадных колонн, доставляются в цементируемые интервалы в виде тампонажных растворов, которые должны обеспечить:
1) широкий диапазон регулирования плотности, в зависимости от пластового давления;
2) технологичность применения (прокачиваемость, приемлемые сроки схватывания, ограниченное проникновение в проницаемые породы, седиментационная устойчивость, адгезия к вмещающей среде, регулируемые объемные изменения при твердении и т.п.);
3) доступность исходных материалов и простоту приготовления тампонажного раствора.
Полноценный цементный камень защищает обсадную колонну от продольной и поперечной деформации, от коррозии, изолирует проницаемые пласты и укрепляет стенки ствола скважины.
Основные причины некачественного цементирования:
1. Несоответствие свойств тампонажных материалов реальным скважинным условиям, в результате чего не происходит необходимого сцепления с породой и колонной и формирования тампонажного камня надлежащего качества.
2. Несоответствие используемой технологии цементирования и заканчивания в целом фактическим условиям в скважине в результате чего:
• в интервалах цементирования частично или полностью отсутствует цементный камень (что провоцирует заколотые перетоки);
• происходят неконтролируемая потеря тампонажного раствора и образование трещин в пласте под действием избыточного давления (при продавке цементного раствора за колонну);
• пластовые флюиды и газообразные агенты проникают в там-понажный раствор в процессе его твердения (снижение противодавления на пласт из-за объёмных изменений и снижения гидростатического давления цементного раствора по мере перехода твёрдой фазы в структуру цементного камня);
• нарушается сцепление цементного камня с породой и колонной обсадных труб из-за разрушения или деформации цементного камня (нарушение в результате: механических воздействий при спуско-подъёмных операциях; расширения обсадной колонны и сжатия при опрессовках; ударных нагрузок при взрывной перфорации, расширения и сжатия труб из-за циклических изменений давления и температуры).
Технологические факторы, определяющие качество цементирования скважин:
1) сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора, его реологическая характеристика, седиментационная устойчивость, водоотдача и другие свойства;
2) совместимость буровых и тампонажных растворов;
3) режим движения буровых, буферных и тампонажных растворов в заколонном пространстве и гидравлическая программа цементирования, обеспечивающие полное и равномерное заполнение тампонажным раствором интервалов цементирования;
4) оснастка обсадных колонн (оптимальное размещение центраторов, турбулизаторов, скребков и других элементов);
5) неизменность заложенных в программе цементирования каждого из интервалов состава, свойств, объемов закачиваемых буферных жидкостей и тампонажного раствора, продолжительности процесса.
Технологические факторы взаимосвязаны и взаимозависимы.
Герметичность заколонной части ствола скважины

Дефекты цементной крепи отражены на рис. 3.33.
1. Дефекты, связанные с качеством тампонажного раствора, технологией его приготовления, закачки и продавки.
• Неполное заполнение заколонного пространства тампонажным раствором (высокая вязкость и филътратоотдача цементного раствора, несоответствие свойств буферной жидкости требованиям качественного вытеснения бурового раствора, неудовлетворительный режим вытеснения тампонажного раствора за колонну).
• Низкое качество исходного тампонажного раствора (высокое водоцементное отношение исходного раствора, несоответствие состава тампонажной смеси скважинным условиям).
• Изменчивость состава раствора по стволу (неравномерное перемешивание при затворении и закачке в скважину, седиментационная неустойчивость, высокая контракция и водоотделение, разбавление раствора пластовыми флюидами).
II. Дефекты, связанные с низким качеством тампонажного камня.
• Образование непрочного и высокопроницаемого камня против проницаемых пластов и негерметичностей в обсадной колонне.
• Обезвоживание глинистой корки твердеющим цементным раствором и набирающим прочность цементным камнем, отсутствие контакта между цементным камнем и стенкой скважины.
• Объемные изменения цементного камня (контракция), сопровождающие процесс твердения тампонажных растворов. (Под контракцией понимается уменьшение суммарного объема твердой и жидкой фаз при химических и физических процессах в суспензиях и растворах. Измеряется в см3 на 100 г исходных твёрдых веществ или в процентах к объёму исходныл веществ). Контракция способствует образованию пор в объеме цементного камня.
• Отсутствие адгезии цементного камня к металлу и породе, покрытыми глинистой пленкой и коркой. Отслоение цементного камня от обсадной колонны.
• Образование непрочного и высокопроницаемого камня за счёт интенсивного диффузионного (осмотического) массопереноса.
III. Дефекты цементного камня, возникающие при освоении скважины.
• Деформация камня при расширении и сжатии обсадной колонны во время опрессовок.
• Появление трещин в цементном камне при перфорации, в результате ударных нагрузок в зацементированной колонне, механических воздействий при СПО.
• Разрушение цементного камня за счет перемещений обсадной колонны при изменении температуры и давлений в скважине.
IV. Потеря герметичности ствола в процессе эксплуатации.
• Циклические изменения давления и температуры при эксплуатации скважины (деформация труб).
• Разрушение цементного камня за счет коррозионного воздействия со стороны окружающей среды, осмотического массопереноса.
• Разрушение призабойной зоны.
• Прорыв воды из соседних пластов, подтягивание подошвенной воды, газа из соседних пластов и «газовой шапки» к перфорационным отверстиям.
• Потеря нефти и газа за счет их перетока в пласты с низкими пластовыми давлениями.
• За колонные водоперетоки в непродуктивной части разреза, грифоны (в том числе в нагнетательных скважинах); загрязнение недр и окружающей среды.
Вероятность формирования некачественного цементного камня в значительной степени зависит: от соответствия свойств тампонажного материала реальной горно-геологической обстановке; от реализованной гидравлической программы цементирования; от интервала цементирования; наличия притоков пластовых газа и флюидов из проницаемых интервалов.
Коррозия цементного кольца и крепи в целом приводит к преждевременному прорыву воды к скважине, затруднению эксплуатации скважины и, в итоге, к снижению добычи нефти из пластов. Многие исследователи отмечают, что около 80% коррозионных поражений эксплуатационных скважин, включая обсадные трубы, цементный камень и другое оборудование, связано с деятельностью сульфатвосстанавливающих и других бактерий.
Требования к тампонажному раствору и камню, используемым для цементирования обсадных колонн
Требования к тампонажному камню

1. Формирование сплошной, неразрывной и однородной по физическим свойствам (прочность, пластичность, проницаемость, адгезионное сцепление на границах контакта и др.) системы обсадная колонна - тампонажный камень - стенка скважины на всей протяжённости ствола без зазоров между тампонажным камнем, колонной и стенкой скважины.
2. Достаточная прочность и долговечность тампонажного камня. Минимальная прочность тампонажного камня при изгибе по истечении ОЗЦ тампонажного раствора должна быть не менее 1,5 МПа независимо от состава тампонажных раствора и температуры применения. Для облегчённых растворов минимальная прочность тампонажного камня при изгибе по истечении ОЗЦ должна быть не менее 0,5 МПа.
3. Достаточная пластичность и трещиностойкость тампонажного камня, которая обеспечивает противостояние ударным воздействиям при перфорации, при спускоподъемных операциях и других динамических нагрузках.
4. Проницаемость цементного камня должна быть при тампонировании в непродуктивной части разреза не более 0,005 мкм2.
5. Коррозионностойкость по отношению к: растворам солей (хлориды, сульфаты, бикарбонаты натрия, калия, кальция, магния, железа); кислым газам (сероводород, углекислота) и их растворам в пластовой воде; пластовым водам, содержащим агрессивные соли (йод, бром и др.); активным нафтеновым кислотам; бактериальному поражению (сульфатостанавливающие бактерии и пр.)
6. Термостойкость для эксплуатации в термальных скважинах (предельная и эксплуатационная).
7. Морозостойкость для тампонирования интервалов в зонах многолетней мерзлоты.
8. Диффузионное равновесие в системе тампонажный камень - порода. (За исключением случаев использования осмотического массопереноса через полупроницаемый тампонажный камень для обезвоживания породы на стенках скважины.)
В реальных условиях заколонное пространство, объединённое одной обсадной колонной, включает участки с различными прочностью, проницаемостью, насыщенностью, коррозионной и химической активностью, что в ряде случаев приводит к необходимости для заполнения заколонного пространства скважины использовать по длине ствола отличные друг от друга по составу и свойствам порции тампонажных растворов.
Требования к тампонажным растворам.
Для обычных условий цементирования обсадной колонны необходимо, чтобы:
• подвижность тампонажного раствора обеспечивала закачку в скважину насосами и сохранялась от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания;
• структурообразование тампонажного раствора, т.е. загустевание и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, проходило быстро;
• тампонажный раствор на стадиях загустевания и схватывания был непроницаемым для воды, нефти и газа.
При этом тампонажный раствор должен способствовать формированию качественного камня, что достигается при выполнении следующих условий.
1. Раствор должен иметь устойчивую однородность и не должен разделяться на отдельные фазы (эффективное перемешивание и седиментационная устойчивость).
2. Тампонажный раствор должен обеспечить хорошую прочность сцепления системы порода-цементный камень-металл.
3. Дисперсионная среда тампонажного раствора (жидкая фаза) должна быть химически инертной по отношению к металлу, горным породам и пластовым флюидам.
4. Дисперсная (твердая) фаза тампонажных растворов должна проникать в самые малые зазоры, образованные эксцентрично расположенными обсадными колоннами.
5. Тампонажный раствор должен иметь регулируемые сроки схватывания. Время загустевания должно быть несколько больше времени, потребного для приготовления, закачивания и продавливания тампонажного раствора в цементируемые интервалы ствола скважины.
6. Вязкость тампонажного раствора не должна быть очень высокой, так как при прокачивании вязких жидкостей создаются высокие гидравлические давления на пласты.
7. Плотность тампонажного раствора не должна допустить гидроразыва пород. Наилучшей считается плотность, при которой гидростатическое давление столба жидкости в скважине не превышает пластовое давление на 10-20%.
8. Ограничение фильтрации жидкой фазы в проницаемые породы.
9. Простота приготовления в условиях буровой, доступность его компонентов и совместимость с буровым раствором.
10. Охрана окружающей среды.