2. Техническая часть.

2.1 Обоснование метода для решения поставленной задачи.

2.1.1 Необходимость цементирования скважин, признаки характера качества цементирования

Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раствора це­ментным (тампонажным), называется цементированием скважины или обсадной колонны; сюда же входят ожидание затвердевания цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня.

Все способы цементирования имеют одну цель - вытеснить буровой рас­твор из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого предотвращается возможность движе­ния любой жидкости или газа из одного пласта в другой через заколонное прос­транство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от пос­торонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способность.

Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это зак­лючительный этап строительства скважин, поэтому неудачи при его выполнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект, стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых площадей, появления «новых» залежей нефти и особенно, газа в коллекторах, перетоков флюидов.

Цементный раствор поступает в заколонное пространство, замещая на­ходящийся там буровой раствор, и затвердевает в камень.

Назначение и функции, выполняемые цементным камнем, многообразны:

а) Разобщение пластов, их изоляция. Важным условием является равно­мерная толщина цементного камня со всех сторон. Размеры кольцевого зазора не определяют качества разобщения пластов, однако влияют на формирование цементного камня или предопределяют его отсутствие.

б) Удержание обсадной колонны от всевозможных перемещений; проседа­ния под действием собственного веса, температурных деформаций, деформаций вследствие возникновения перепадов давления в колонне, ударных нагрузок, вращений и т.д.,

в) Защита обсадной колонны от действия коррозионной среды.

г) Повышение работоспособности обсадной колонны с увеличением сопро­тивляемости повышенным внешнему и внутреннему давлениям.

д) Сплошное цементное кольцо, приобретая в процессе формирования камня способность к адгезии (цементный камень сцепляется с металлом труб, образуя интерметаллический слой), создает предпосылки к еще большему повы­шению сопротивляемости высоким внешним и внутренним давлениям.

Факторы, определяющие качество цементирования скважин-

а) Сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора, его реологическая характеристика и свойства.

б) Совместимость и взаимосвязь свойств буровых и тампонажных раство­ров.

в) Объем закачиваемого тампонажного раствора, время его контакта со стенкой скважины.

г) Качество и количество буферной жидкости.

д) Центрирование колонны.

е) Использование элементов автоматизации, приспособлений и устройств для повышения качества цементирования.

Существует несколько способов цементирования обсадных колонн. Все они могут быть разделены на две большие группы - первичные и вторичные (ре­монтные, повторные, восстановительные) способы цементирования скважин. Пер­вичные процессы цементирования проводятся после бурения, вторичные - после первичных, обычно после некоторого периода работ в скважинах и нарушения герметичности затрубного пространства, появления посторонних вод и т.д.

Способы цементирования:

а ) Сплошное цементирование с двумя пробками.

П

Рисунок 1 - Схема цементирования скважины с двумя пробками.

осле спуска в скважину колонны обсадных труб с установленным над башмаком стоп - кольцом на верхней трубе монтируется цементировочная голов­ка. В цементировочной головке закрепляется верхняя и нижняя цементировоч­ная пробка. Цементировочная головка соединяется с цементировочными насосами. После промывки скважины в колонну продавливается нижняя цементировоч­ная пробка (рис.1 а). После закачки в скважину цементного раствора сбрасы­вают верхнюю пробку (рис. 1 б). Цементный раствор движется между двумя пробками, которые отделяют его от бурового раствора, предохраняя от загряз­нения в обсадной колонне (рис. 1 в). Вслед за верхней пробкой закачивают, про­давочную жидкость (буровой раствор), которой цементный раствор продавлива­ют в затрубное пространство. Продавливание начинается с момента посадки нижней пробки на стоп - кольцо и продавливания диафрагмы в пробке (рис.1 г). Это достигается незначительным повышением давления в колонне. Процесс ве­дут до схождения пробок, посадки верхней пробки на нижнюю. Этот момент на­зывается моментом "стоп" и характеризуется повышением давления.

б) Сплошное цементирование с одной (верхней) пробкой.

При цементировании нефтяных и газовых скважин обычно пользуются, к сожалению, одной цементировочной пробкой. Разница в том, что нижняя пробка отсутствует, верхняя пробка садится на стоп - кольцо, что сопровождается рос­том давления.

в) Цементирование хвостовика.

После подготовки ствола скважины на бурильной колонне на заданную глубину спускают хвостовик. Хвостовик (обсадная колонна) соединяется с бурильными трубами с помощью переводника. При спуске хвостовик и бурильные трубы заполняют буровым раствором. Затем в трубы закачивают необходимое количество цементного раствора, продавливаемого продавочной жидкостью. Пос­ле продавки цементного раствора вращением вправо отвинчивают бурильные трубы от хвостовика и приподнимают их на несколько метров. Через бурильные трубы прокачивают буровой раствор, чтобы удалить из них и скважины излишки цементного раствора, поднявшегося выше верхней муфты хвостовика.

г) Манжетное цементирование.

Манжетное цементирование применяют на месторождениях с низкими пластовыми давлениями или подверженными гидроразрыву пластами. На обсадную колонну в нижней части устанавливают манжету (корзину), в интервале крепле­ния которой обсадную колонну перфорируют. Стоп - кольцо устанавливают выше отверстий перфорации. Цементный раствор выходит из отверстий. Наличие манжеты не позволяет цементному раствору опускаться ниже места ее уста­новки. Давление на пласт в нижней части скважины остается прежним. Участок ствола скважины выше манжеты цементируют.

д) Двухступенчатое цементирование скважин.

Применяют, когда цементный раствор не может быть поднят на требуе­мую высоту в одну ступень. Колонну цементируют в две стадии - в начале це­ментируют нижнюю часть колонны, затем - верхнюю часть. На выбранной глуби­не на обсадную колонну при ее спуске устанавливают специальную муфту, имею­щую отверстия. При цементировании нижней части обсадной колонны они закры­ты. После продавливания цементного раствора в колонну помещают третью це­ментировочную пробку, диаметром больше двух первых. Когда верхняя пробка садится на первую, третья подходит к муфте и сдвигает ниппель, открывая от­верстия, через которые проходит продавочная жидкость. После промывки под­нявшегося выше отверстий муфты цементного раствора в течение некоторого времени (с учетом затвердевания цементного раствора) закачивают новую пор­цию цементного раствора, которая выходит из отверстий и поднимается выше муфты в затрубном пространстве. За цементным раствором сбрасывают четвер­тую пробку, которая подходит к муфте и сдвигает ниппель.

е) Обратное цементирование скважин.

Под обратным цементированием понимают процесс, когда тампонажный раствор заливается в затрубное пространство сверху и перемещается на любую глубину под действием своего собственного веса или продавливается насосами. Недостаток - трудность практического определения конца операции, когда це­ментный раствор входит в башмак. Для контроля за перемещением, цементный раствор активируют радиоактивными изотопами и контролируется прибором гамм а- каротажа.

Основные свойства цементных растворов:

а) Водосодержание - отношение массы воды к массе твердого тампонажного материала может колебаться в пределах от 0,5 до 0,6;

б) Растекаемость - подвижность, которую определяют с помощью усечен­ного конуса путем расчета среднего диаметра расплывшегося раствора в двух направлениях;

в) Плотность - зависит от плотности сухих тампонажных материалов, жидкости затворения и от водоцементного отношения, для стандартного це­ментного раствора плотность составляет 1,81-1,85 г/см3;

г) Показатель фильтрации - процесс водоотделения под воздействием перепада давления в цементном растворе; с увеличением раствор становится вязким, труднопрокачиваемым, сроки схватывания ускоряются,

д) Загустевание - способность цементных растворов к структурообразованию,

е) Сроки схватывания - зависят от химико-минерального состава, его удельной поверхности, температуры, давления и др,

ж) Механическая прочность цементного камня - характеризуется времен­ным сопротивлением сжатию, растяжению или изгибу,

з) Проницаемость - способность пропускать через себя жидкости или га­зы при определенном перепаде давления, для обеспечения надежного разделения пластов цементный камень в затрубном пространстве должен иметь минимально возможную проницаемость для пластовых флюидов.;

и) Седиментационная устойчивость - способность частиц тампонажного раствора оседать 6 жидкости под действием сил тяжести, зависит от разности плотностей твердой и жидкой фаз тампонажного раствора, структуры парового пространства, вязкости жидкости затворения.

Высококачественное цементирование обсадных колонн позволяет судить о типе флюида, насыщающего породу, правильно подсчитывать запасы нефти и га­за и эффективно осуществлять контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений.

О высоком качестве цементирования свидетельствуют следующие призна­ки:

а) Соответствие подъема цемента в затрубном пространстве проектной высоте его подъема,

б) Наличие цемента в затрубном пространстве;

в) Равномерное распределение цемента в затрубном пространстве,-

г) Хорошее сцепление цемента с колонной и породой.

2.1.2 Дефекты цементного кольца

Методической основой при разработке критериев оценки дефектов гер­метичности заколонного пространства и обсадной колонны служит поиск корре­ляционных связей между дефектами технического состояния и аномальными зна­чениями акустического поля.

Некачественная изоляция заколонного пространства связана в основном с наличием в цементном кольце участков малопрочного цементного камня с повы­шенной водопроницаемостью и различных структурных дефектов, нарушающих его сплошность в виде пустот, вертикальных каналов, трещин и микрозазоров на границе цементного кольца с колонной и породой.

Дефекты цементного кольца можно разделить по своему происхождению на:

а) первичные, т.е. образующиеся до начала эксплуатации продуктивных интервалов;

б) вторичные, которые возникают в процессе длительной эксплуатации скважины.

Образование дефектов первичного типа обусловлено, в основном, влиянием технологии буровых и тампонажных работ, Выбранными режимами ОЗЦ, опрессовки и перфорации обсадной колонны.

Образование дефектов вторичного типа обусловлено, главным образом, режимом эксплуатации продуктивных интервалов, агрессивностью изолированных пластовых вод и добываемого продукта, коррозионной стойкостью цементного камня и обсадной колонны.

Контактные дефекты первичного типа на границах цементного кольца с колонной и породой возникают, в основном, за счет усадочной деформации пос­леднего, причем преобладающее влияние на степень объемной деформации це­ментного кольца (расширение либо усадка) оказывает влагосодержание окружаю­щей среды. Под воздействием операции опрессовки и перфорации обсадная ко­лонна расширяется. И передает растягивающую деформацию на цементное коль­цо, имеющее с ним плотный контакт по внутренней поверхности, которое также увеличивает свой диаметр, а цементное кольцо в интервалах с неплотной внешней опорой на стенку скважины в исходное положение уже не возвращается, что приводит к образованию ослабленного контакта цементного кольца непос­редственно с самой колонной.

Дефекты цементирования вторичного типа образуются в течение перио­да эксплуатации скважины. Они связаны, в основном, с разрушающим воздействи­ем окружающих пластовых вод на цементный камень в затрубном пространстве скважины. При наличии в составе продукта и пластовых вод сероводорода или углекислоты процесс коррозии и разрушения цементного камня существенно ус­коряется- значительно снижается механическая прочность, уменьшается объем­ная плотность и происходит ослабление связей с поверхностью колонны, приво­дящее к развитию обширных контактных дефектов (микрозазоров), которые яв­ляются самым распространенным типом нарушений сплошности цементного камня в затрубном пространстве скважин эксплуатационного фонда.

Дефекты цементирования независимо от времени их образования (пер­вичные или вторичные) в каждый конкретный момент времени по степени их влияния на фактическую изоляцию закаленного пространства могут быть, д сдою очередь, подразделены на следующие дефекты:

а) Активные - дефекты, по которым б данный момент происходит движение жидкости между флюидопроявляющим пластом и соседними горизонтами, либо непосредственно на дневную поверхность;

б) Пассивные - дефекты, по которым движение жидкости не происходит. Дефекты герметичности колонны, в качестве которых могут выступать муфтовые соединения, трещины, отверстия и т.п., оказывают существенное вли­яние на качество изоляции заколонного пространства.

Причинами образования таких дефектов могут быть: нарушения техноло­гии спуска обсадных труб (недовинчивание муфтовых соединений); смятие и раз­рыв колонны при расхаживании в случае прихватов; некачественная изоляция ремонтных спецотверстий; образование трещин вблизи интервала перфорации при превышении предельной мощности зарядов. А также коррозия стенок колон­ны при длительной эксплуатации скважин в условиях отбора агрессивных плас­товых флюидов.

На основе причин, влияющих на образование дефектов технического сос­тояния различного типа в обсаженных скважинах установлено, что наиболее распространенными являются следующие типы дефектов, активно влияющих на изоляцию заколонного пространства, а именно:

а) Контактный микрозазор на границе цементного кольца с колонной;

б) Вертикальный канал в цементной кольце;

в) Участки с малопрочным цементом,-

г) Интервалы с несформировавшимся тампонажным раствором,

д) Контактный макрозазор на контакте цементного кольца с породой;

е) Негерметичность колонны в виде отверстия, щели;

ж) Интервалы перфорации,

з) Коррозия внутренних и внешних стенок обсадной колонны.

2.1.3 Анализ и выбор методов применяемых для определения качества цементирования

Для решения задач по определению качества цементирования применяют следующие методы:

1) Термометрический метод – основан, на регистрации изменений темпе­ратурь, при экзотермической реакции в процессе затвердевания цементного раствора.

Термометрический метод позволяет установить верхнюю границу це­ментного кольца в затрубном пространстве. Недостатки:

а) Зависимость температурного поля от времени проведения измерений после закачки цемента,

б) Малая эффективность повторных измерений;

в) Сложность отбивки границы цементного кольца при высоких темпера­турах пород;

г) Невозможность контроля степени твердения цемента.

2) Гамма-гамма каротаж - основан на регистрации одновременно нес­колькими детекторами интенсивности рассеянного гамма-излучения.

Позволяет установить высоту подъема цемента, определить наличие це­мента, выявлять в цементном камне небольшие каналы. Недостатки-

а) Невозможно выделить мелкие каналы,

б) Необходимо, чтобы плотность цементного камня существенно отлича­лась от плотности промывочной жидкости.

3) Метод радиоактивных изотопов - основан на регистрации интенсив­ности гамма излучения радиоактивных изотопов, добавляемых в цемент.

Позволяет определить высоту подъема цемента, обнаружить в цементном камне каналы.

Недостатки:

а) Необходимо соблюдать особые правила техники безопасности;

б) Применение его возможно только б перфорированных скважинах;

в) Исследуются только небольшие участки скважины,

г) Трудоемкость работ.

4) Акустический метод - основан на измерении затухания продольной уп­ругой волны, распространяющейся по обсадной колонне, цементу и породе.

Позволяет установить высоту подъема цемента, выявить наличие или отсутствие цемента за колонной, обнаружить каналы, трещины, каверны, изу­чить степень сцепления цемента с колонной и породами, исследовать процесс формирования цементного камня во времени.

Акустический метод на основе анализа имеет больший круг исследуемых задач, дает наибольшую информацию о качестве цементирования, что делает его наиболее эффективным и приемлемым из всех методов.

Акустический каротаж обеспечивает регистрацию кинематических (скорость распространения упругих волн) и динамических (амплитуда, затухания, энергия) параметров продольных и поперечных волн и их относительных параметров. АК относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований.

Акустические методы исследования разрезов скважин основаны на определении упругих свойств горных пород по данным о распространении в них упругих волн.

В основе акустических методов лежит различие упругих свойств пород, слагающих разрезы скважин. Горные породы в естественном залегании при тех напряжениях, которые возникают при исследовании разрезов скважин ультразвуковым методом, являются практически упругими телами. Если на элементарный объем породы, условно принимаемый за точку, в течение некоторого времени действует какая-либо сила, то происходит деформация частиц породы и их перемещение и это приводит к возникновению напряжений слоя, окружающем точку возбуждения, т.е. в этом слое возникают изменяющиеся во времени деформации. В результате во всех направлениях от точки приложения возбуждающей силы изменяется первоначальное состояние среды. После того как частица среды совершит колебание около своего первоначального положения, она успокоится. Процесс последовательного распространения деформации называется упругой волной. В однородной среде упругие волны распространяются в радиальном направлении от источника колебаний (точки возбуждения). Геометрическое место точек пространства, в которых упругие колебания среды совершаются синфазно (в одной фазе), называется фронтом волны. В неоднородной среде пути распространения упругих волн и их фронт имеют более сложные картины. Линия, вдоль которой происходит распространение волны, в каждой своей точке образующая прямой угол с фронтом волны в соответствующий момент времени, называется лучом.

Есть два типа волн – продольные (Р) и поперечные (S). Продольная волна называется деформацией объема, и ее распространение представляет собой перемещение с зон растяжения и сжатия. Частицы среды при этом совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, совпадающем с лучом волны. Поперечная волна связана с деформацией формы, и распространение ее заключается в скольжении одного слоя среды относительно другого. Частицы среды при этом колеблются около своего первоначального положения в направлении, перпендикулярном к направлению распространения волны. Поперечные волны могут возникать только в твердых телах.

Скорость распространения упругой волны по ходу луча зависит от упругих свойств и плотности среды, а также от типа волны.

Свойства упругих тел определяются модулем их продольного растяжения и коэффициентом поперечного сокращения.

Модуль продольного растяжения (модуль Юнга) Е равен отношению приложенного напряжения р к вызванному относительному удлинению образца Δl:E=p/Δl.

Коэффициент поперечного сокращения (коэффициент Пуассона) σ является коэффициентом пропорциональности между относительным поперечным сокращением Δlс данного упругого тела и его относительным удлинением Δl:σ= Δlс/ Δl.

Скорость распространения продольной упругой волны в породе:

где - плотность породы; G – модуль сдвига; K – модуль всестороннего сжатия.

Скорость распространения поперечной волны:

Для горных пород Е обычно изменяется от 1,5*10-1 до 6 Па; коэффициент поперечного сокращения горных пород близок к 0,25. Для горных пород , т.е. скорость распространения поперечной волны приблизительно в 1,73 раза меньше скорости распространения скорости продольной волны, следовательно, продольная волна приходит к удаленным точкам раньше, чем поперечная.

Упругие свойства горных пород, а значит и скорости распространения упругих волн в них обусловлены их минеральным составом, пористостью и формой порового пространства и, таким образом, тесно связаны литологическими и петрофизическими свойствами.

Скорость распространения упругих волн в различных средах в м/с.

Воздух.……………………...……….…………… Метан..……………………...……………………. Нефть....………………………………..………… Вода пресная....…………………………….…… Вода минерализованная...…………...………... Промывочная жидкость...……………………... Глина....…………………………………..……… Песчаник нецементированный......…………… Песчаник плотный…..…………………….…… Известняк….…………………………………..… Доломит…………………………………..……… Ангидрит, гипс.………………………….……... Каменная соль.…………………………..……… Кристаллические породы…………….……….. Цемент..………………………………..…………

300-500 430 1300-1400 1470 1600 1500-1700 1200-2500 1500-2500 3000-6000 3000-7100 5000-7500 4500-6500 4500-5500 4500-6500 3500

Кроме того, различные породы по-разному ослабляют энергию наблюдаемой волны по мере удаления ее от источника возбуждения упругих волн. Связанные с этой волной колебания захватывают все больший объем породы. В соответствии с этим количество энергии, приходящейся на единицу объема породы, уменьшается. Кроме того, за счет необратимых процессов, связанных с неравновесным теплообменом между фазами сжатия и растяжения и с проявлением вязкости (неидеальной упругости среды), уменьшается энергия волны, а следовательно, и амплитуда колебаний А. Амплитуда колебаний продольной или поперечной волны убывает обратно пропорционально расстоянию от точки наблюдения до места возбуждения. Уменьшение амплитуды колебаний продольной или поперечной волны по мере удаления точки наблюдения от излучателя зависит от коэффициента поглощения энергии волны на отрезке :

где А1, А2 – амплитуды наблюдаемой волны на расстояниях L1 и L2; L= L1 - L2.

Коэффициент поглощения энергии волны или, как его часто называют, ослабление или затухание волны выражают в децибелах на 1 метр или 1/м, относя величину ослабления амплитуды к единице длины: 1 дБ/м=8,68м-1. Величина зависит от пористости породы, минерального состава ее скелета и цемента, геометрии пор, свойств жидкости, насыщающей поры, частоты упругих колебаний и типа регистрируемых волн. При акустических исследованиях горных пород измеряют кинематические и динамические характеристики продольных и поперечных волн.

Позволяет установить высоту подъема цемента, выявить наличие или отсутствие цемента за колонной, обнаружить каналы, трещины, каверны, изу­чить степень сцепления цемента с колонной и породами, исследовать процесс формирования цементного камня во времени.

Акустический метод на основе анализа имеет больший круг исследуемых задач, дает наибольшую информацию о качестве цементирования, что делает его наиболее эффективным и приемлемым из всех методов.