6.4. Способы предотвращения заколонных проявлений
Если изолирующая способность тампонажного раствора оказывается недостаточной в данных геолого-технических условиях, то возникает задача повышения этой способности путем различного воздействия на тампонажный раствор.
Наиболее радикальным способом является повышение суффозной устойчивости структуры тампонажного раствора в гравитационном поле. Это достигается путем минимизации показателя седиментации. Для выбора управляемых воздействий при этом может использоваться зависимость (6.17).
Задача получения седиментационно-устойчивых растворов сводится к задаче минимизации показателя седиментации (Sм) путем варьирования входящих в зависимость переменных.
Анализ уравнения (6.17) при варьировании показателей в диапазоне допустимых значений показывает, что увеличение седиментационной устойчивости тампонажных растворов путем уменьшения твердой фазы малоэффективно, а увеличение плотности жидкости затворения может иметь значение только при большом водоцементном отношении и малой плотности твердой фазы, т.е. для облегченных растворов. Однако повышение плотности жидкости затворения означает также увеличение плотности тампонажного раствора, поэтому для облегченных растворов эта мера нецелесообразна. Значительно повышается устойчивость раствора при уменьшении водоцементного отношения. Увеличение смачиваемости твердой фазы (коэффициент nо) эффективно снижает показатель седиментации только при малом значении В/Ц.
Большой допустимый диапазон изменения вязкости жидкости затворения и скорости роста прочностных связей открывает возможность эффективного воздействия с помощью этих показателей на процесс седиментации. Регулировать вязкость жидкости затворения можно путем введения различных водорастворимых реагентов, содержащих высокомолекулярные соединения (см. рис. 6.5).
Однако увеличение вязкости жидкости затворения может быть рекомендовано как радикальное средство улучшения изолирующей способности только в нормальных условиях. При повышенной температуре окружающей среды, как известно, вязкость резко уменьшается, а скорость роста прочностных связей увеличивается. В зависимости от того, какой из этих процессов преобладает, изолирующая способность тампонажного раствора с повышением температуры может как увеличиваться, так и уменьшаться.
Изменение удельной поверхности частиц твердой фазы в малом допустимом диапазоне незначительно влияет на процесс седиментации (тонкость помола различных типов цемента отличается несущественно). Однако положение изменяется при введении тонкодисперсных или грубодисперсных наполнителей, которые резко изменяют общую поверхность порового пространства. Так, введение бентонитовой глины уменьшает показатель седиментации, песка – увеличивает (см. рис. 6.4).
Современные представления о природе процессов, протекающих в зацементированном заколонном пространстве в период ОЗЦ, а также рассмотренные ранее вопросы позволяют разграничить и конкретизировать влияние различных факторов на вероятность формирования герметичной или негерметичной крепи в заколонном пространстве в этот период.
На рисунке 6.6 приведена схема, показывающая влияние различных факторов на вероятность возникновения флюидопроявлений (а) и возможные пути воздействия на управляемые факторы в целях уменьшения этой вероятности (б).
Блок-схема, отражающая влияние различных факторов на вероятность возникновения флюидопроявлений в период ОЗЦ (а) и возможные пути воздействия на управляемые факторы (б)
а б
Вероятность
флюидо-
проявлений в
период
ОЗЦ
Удаление фильтраци-
онной корки
Образование трещин
в
фильтрационной
корке
Образование
каналов
Увеличение тонкости
помола цемента
Введение в
тампонаж-ный раствор коллоидо-
образующих добавок
Возникновение
перепада давления
Исходное поровое
пространство
тампо-
нажного раствора
Суффозия структуры
тампонажного
раствора
Однородность
тампо-нажного раствора
Уменьшение В/Ц с
уче-
том необходимой
под-вижности тампонаж-
ного раствора
Возникновение
фильт-
рационных потоков
в
поровом пространстве
тампонажного
раствора
Вязкость жидкости
затворения
Активизация
тампонаж-
ного раствора
Напорное воздействие
пластового флюида
Применение
осредни-тельных емкостей
Разность плотности
тампонажного
раствора и жидкости затворения
Седиментация
тампо-
нажного раствора
Повышение вязкости
жидкости затворения
Повышение плотности
жидкости затворения
Выпадение частиц
в
осадок
Угол наклона
ствола
скважины
Снижение порового
давления
Применение
центраторов
Введение в
тампонаж-ный раствор ускорите-
лей схватывания
Скорость роста
проч-
ности структуры
там-
понажного раствора
Выход частиц из
взве-
шенного состояния
Снижение давления
поровой жидкости
Проработка ствола
скважины
Состояние стенок
скважины и колонны
Повышение
шерохо-ватости поверхности обсадных
труб
Переход жидкости
в
связанное состояние
Соотношение
диаметров скважины и колонны
Зависание структуры
на стенках скважины
и колонны
Уменьшение
кольце-вого зазора
Рис. 6.6
Перепад давления в заколонном пространстве возникает вследствие снижения порового давления тампонажного раствора. Это является результатом двух процессов: выхода твердой фазы из взвешенного состояния в начальный период ОЗЦ и снижения гидростатического давления поровой жидкости при переходе ее в связанное состояние.
Твердая фаза раствора выходит из взвешенного состояния вследствие выпадения частиц в осадок и зависания структуры на ограничивающих поверхностях вмещающего сосуда (стенках скважины и колонны). Выпадение в осадок в условиях скважины незначительно влияет на процесс снижения порового давления. Основную роль играет зависание, которое в свою очередь обусловлено такими факторами, как скорость роста прочностных связей структуры, состояние ограничивающих поверхностей, отношение площади этих поверхностей к объему затрубного пространства.
Возникновение флюидопроводящих каналов является вероятностным процессом. В остатках невытесненного бурового раствора и фильтрационной корке роль флюидопроводящих каналов выполняют трещины, которые в определенных условиях могут возникать при контакте глинистых масс с твердеющим тампонажным раствором (камнем). Формирование флюидопроводящих каналов в поровом пространстве тампонажного раствора (камня) обусловлено суффозным разрушением его поровой структуры фильтрационными потоками свободной жидкости затворения, возникающими при седиментации твердой фазы с последующим воздействием пластового флюида.
Основными факторами, определяющими процесс седиментации, являются:
- размер исходного порового пространства тампонажного раствора, зависящий от удельной поверхности частиц твердой фазы и водоцементного отношения (чем он больше, тем меньше седиментационная устойчивость тампонажного раствора);
- однородность тампонажного раствора по размерам частиц, отсутствие сгустков, комков и т.д. (чем более однороден раствор, тем он устойчивее);
- вязкость жидкости затворения (увеличение вязкости приводит к повышению устойчивости тампонажного раствора);
- разность значений плотности тампонажного раствора и жидкости затворения (чем больше эта разность, тем менее устойчив раствор);
- угол наклона ствола скважины (вероятность образования каналов для наклонно-направленных скважин больше, чем для вертикальных).
Факторы, обуславливающие зависание, рассмотрены выше (чем быстрее зависает твердая составляющая, тем скорее завершается седиментация).
Рассмотрим возможные пути воздействия на управляемые факторы в целях уменьшения вероятности возникновения флюидопроявлений. В тех случаях, когда потенциальным флюидопроводящим каналом является область, заполненная остатками невытесненного бурового раствора и фильтрационной коркой, наиболее действенной мерой является повышение полноты вытеснения и удаления фильтрационной корки с помощью различных технико-технологических операций.
Для улучшения изолирующей способности тампонажных растворов необходимо, прежде всего, повышать их седиментационную устойчивость. При этом рекомендуется: увеличение тонкости помола тампонажного материала; введение в тампонажную смесь коллоидообразующих добавок; уменьшение водоцементного отношения с учетом необходимой подвижности раствора; активация тампонажного раствора; применение осреднительной емкости; повышение вязкости жидкости затворения; увеличение плотности жидкости затворения; уменьшение угла наклона ствола скважины; сокращение сроков схватывания; проработка ствола скважины; повышение шероховатости поверхности колонны; уменьшение кольцевого зазора в заколонном пространстве до допустимых значений.
Обеспечение герметичности зацементированного заколонного пространства может быть эффективным только в том случае, если существуют расчетные методы, позволяющие заранее перед цементированием прогнозировать значения и изменение движущих сил флюидопроявления и сил, характеризующих изолирующую способность вещества, заполняющего заколонное пространство.
При этом прогнозе должны использоваться исходная информация о геолого-технических условиях в скважинах и данные лабораторных испытаний тампонажного раствора. Теоретическими и экспериментальными исследованиями были установлены корреляционные связи между специфическими показателями изолирующей способности тампонажного раствора (камня) и его традиционными показателями (растекаемость, плотность, сроки схватывания, прочность), экспериментальное определение которых не вызывает затруднений.
На базе проведенных исследований была разработана технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в различных геолого-технических условиях. Важнейшим элементом этой технологии является процедура прогнозирования герметичности цементного кольца по традиционным показателям с использованием прикладных программ ЭВМ, включающая расчеты:
- вероятности седиментационного каналообразования в зацементированном заколонном пространстве по стволу скважины;
- изменения порового давления тампонажного раствора в период ОЗЦ;
- вероятности флюидопроявлений по заколонному пространству;
- вероятности межпластовых перетоков и прорыва посторонних флюидов к зоне перфорации при вызове притока и в период эксплуатации.
Производимые расчеты позволяют целенаправленно выдвигать обоснованные в количественном выражении требования к показателям тампонажного раствора, выполнение которых исключает седиментационное каналообразование в заколонном пространстве в заданных условиях и снижает вероятность возникновения заколонных проявлений пластового флюида.
Установлено, что наиболее эффективными способами регулирования седиментационной устойчивости и изолирующей способности является снижение водоцементного отношения до допустимых значений с применением пластификаторов, повышение вязкости жидкости затворения путем растворения в ней высокомолекулярных полимеров (например, гипана, КМЦ, ПВС и т.д.), увеличение удельной поверхности порового пространства путем введения тонкодисперсных наполнителей, сокращение сроков схватывания, т.е. сведение к минимуму времени от окончания цементирования до момента начала схватывания тампонажного раствора в заколонном пространстве.
Когда все эти мероприятия не обеспечивают герметичности цементного кольца, то в зависимости от конкретных условий следует прибегать к различным технологическим приемам и операциям, в частности к созданию в период ОЗЦ на устье скважины противодавления тампонажного раствора.
Перспективными направлениями являются выбор и разработка таких управляющих воздействий, реализация которых непосредственно в заколонном пространстве скважин способствует формированию герметичного цементного кольца. Так как фильтрационные, суффозные процессы, приводящие к потере герметичности, обусловлены, прежде всего, наличием в тампонажном растворе избыточной свободной жидкости затворения, то сразу после окончания цементирования необходимо нейтрализовать отрицательное влияние этой жидкости. Это можно сделать путем интенсификации процессов структурообразования, переводя свободную жидкость в связанное состояние. Достигнуть этого можно двумя путями: интенсивно прогревая тампонажный раствор за колонной физическими или химическими методами или осуществляя управляемый ввод реагентов-адсорбентов непосредственно в заколонное пространство в заданных интервалах. Для возможности осуществления и того, и другого в настоящее время требуется длительная разработка и решение сложных технических вопросов.
Однако свободную жидкость затворения можно удалять из тампонажного раствора, отфильтровывая ее в непродуктивные пористые пласты. В процессе цементирования такое обезвоживание раствора опасно, так как может привести к преждевременному его загустеванию и потере циркуляции. Поэтому данный процесс желательно осуществлять сразу после окончания цементирования. Наиболее простой путь – удаление фильтрационной корки бурового раствора в заданных интервалах путем вращения или расхаживания обсадной колонны, оснащенной в этих интервалах скребками. Эта операция осуществляется сразу по окончании продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство (после получения сигнала "стоп").
После удаления фильтрационной корки резко возрастает фильтрация свободной жидкости затворения тампонажного раствора в пористый пласт. При этом в течение короткого времени структура тампонажного раствора уплотняется. Зона уплотнения распространяется вверх от пласта до тех пор, пока действует перепад давления, направленный из скважины в пласт. Таким образом, в заколонном пространстве формируется малопроницаемая уплотненная перемычка, способная противостоять напорному воздействию пластового флюида. Эксперименты показывают, что изолирующая способность "обезвоженного" тампонажного раствора в десятки раз выше, чем обычного.
При этом осуществлялся прогноз герметичности цементного кольца в заданных условиях и выбор управляющих воздействий, в том числе подбор рецептур тампонажных растворов с улучшенной изолирующей способностью, создание противодавления на устье в заколонном пространстве по расчетной методике, формирование в заколонном пространстве экранирующих перемычек из "обезвоженного" тампонажного раствора в заданных интервалах.
Распространенным видом осложнений при креплении скважин являются флюидопроявления в их зацементированном заколонном пространстве, наносящие существенный ущерб. Обобщая данные теоретических и экспериментальных работ, а также результаты промышленных исследований, проведенных по данной проблеме, можно констатировать следующее:
- для успешного решения проблемы предотвращения заколонных проявлений необходима разработка расчетных методик для анализа движущих сил флюидопроявления и оценки изолирующей способности тампонажного раствора (камня);
- количественным показателем изолирующей способности тампонажного раствора (камня) может служить коэффициент изоляции, являющийся безразмерным аналогом начального градиента фильтрации. Экспериментальная оценка этого показателя требует разработки специальных методов и установок;
- прогнозировать герметичность цементного кольца можно из условия превышения начальным градиентом фильтрации в любой момент времени действующего в скважине градиента давления, направленного из пласта в скважину;
- при расчетах критерия герметичности необходимо учитывать влияние продолжительности цементирования и температуры, изменяющейся по стволу скважины, на показатели тампонажного раствора (камня);
- в тех случаях, когда по прогнозу цементное кольцо может быть герметичным только в определенных зонах, в них необходимо обеспечить наиболее полное вытеснение бурового раствора, размещая на колонне центраторы, турбулизаторы, скребки. Если по прогнозу цементное кольцо будет негерметичным, то необходимо принять меры к повышению седиментационной устойчивости и изолирующей способности тампонажного раствора или провести различные технико-технологические операции (создание противодавления в заколонном пространстве, формирование экранирующих перемычек и т.д.), направленные на предотвращение заколонных проявлений.
Контрольные вопросы
1. При каком условии проявления пластового флюида не возникают?
2. На какие два направления можно разделить причины возникновения заколонных проявлений?
3. Какая сила является движущей силой флюидопроявления?
4. Перечислите причины формирования флюидопроводящих каналов.
5. Как изменяется градиент давления в период ОЗЦ?
6. Какой момент является наиболее опасным с точки зрения возникновения флюидопроявлений?
7. В какой период ОЗЦ и каким образом фильтрационная корка и остатки невытесненного бурового раствора способствуют образованию флюидопроводящих каналов?
8. Расскажите о механизме формирования флюидопроводящих каналов в структуре тампонажного раствора (камня).
9. От каких факторов зависит седиментационное водоотделение тампонажного раствора?
10. Как влияет на устойчивость тампонажного раствора водоцементное отношение, однородность тампонажного раствора, вязкость жидкости затворения, разность значений плотностей тампонажного раствора и жидкости затворения, угол наклона скважины?
11. Как рекомендуется повышать седиментационную устойчивость тампонажного раствора?
12. Какие технологические операции проводятся для повышения изолирующей способности тампонажного раствора?