К оглавлению журнала

 

УДК 622.245.42

© P.К. Кретчак, 1991

Усовершенствование методики цементирования обсадных колонн

Р.К. КРЕТЧАК (Крымгеология)

При цементировании обсадных колонн на Керченском полуострове в условиях высоких температур и АВПД с коэффициентом аномальности ka=1.9–2.0 возможны случаи газопроявлений различной интенсивности из затрубного пространства. Основная часть заколонных проявлений пластовых флюидов происходит в начальный период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Существующие методики температурного и гидравлического расчета цементирования недостаточно разработаны. Для цементирования обсадных колонн в основном используются спеццементы типа УШЦ, ШПЦС, а также тампонажные материалы на базе портландцемента и барита. Регулирование сроков схватывания тампонажного раствора в условиях АВПД и высоких температур осуществляется только такими сильными замедлителями, как НТФ, СВК и др. Незначительное изменение дозировки замедлителя приводит либо к быстрому схватыванию, либо к чрезмерному его замедлению.

На практике применяется тампонажный раствор с большим временем начала схватывания, в результате чего период ОЗЦ длится иногда до двух суток и более. При этом газ поступает из пласта в заколонное пространство и свободно продвигается сквозь несхватившийся тампонажный раствор к дневной поверхности. В итоге в структуре цементного камня образуются каналы, приводящие к газопроявлениям различной интенсивности из затрубного пространства.

Большому замедлению времени схватывания тампонажных растворов способствует и то, что динамическую температуру на забое скважины определяют, зачастую, неверно – ее величину завышают. Также не определяют динамику температурного режима движущегося тампонажного раствора и подбор рецептур именно в этом режиме. Все это приводит к тому, что в реальных условиях на тампонажный раствор воздействует меньшая температура, чем при проведении анализов, а, следовательно, и сроки схватывания удлиняются.

С целью возможно быстрого образования структуры после продавливания раствора в заколонное пространство подбор рецептур тампонажных растворов следует проводить по рассчитанной диаграмме температурного режима. Динамическую температуру на забое скважины определяем по формуле

где t0, Т0, ty, tц – температуры соответственно земли на глубине 3,2 м, забойная статическая, выходящего бурового раствора, закачиваемого тампонажного раствора; L – глубина скважины.

Отсюда можно определить динамическую температуру на любой глубине Z из зависимости

Диаграмму температурного режима тампонажного раствора рассчитывают следующим образом. Вначале определяют время закачивания тампонажного раствора

tзак=Vт.р/gз, (3)

где Vт.р – объем тампонажного раствора, gз – производительность закачивания тампонажного раствора.

Затем определяют, какой глубины достигла “голова” порции тампонажного раствора и динамическую температуру на этой глубине. В случае, если используется верхняя разделительная пробка, в диаграмму вносят остановку в наборе температуры на 5–10 мин. После рассчитывают объем продавочной жидкости, который необходимо закачать, чтобы “голова” тампонажного раствора достигла забоя, и время на ее закачивание (Tgз). Эта температура сохраняется в течение 15 мин (имитируется прохождение через забойную температуру порции тампонажного раствора объемом 5 м3), а затем снижается до температуры, соответствующей уровню подъема тампонажного раствора за колонной за время закачивания оставшейся продавочной жидкости при той же производительности.

Если цементируется секция обсадной колонны или потайная колонна, на этой температуре делают остановку на время, необходимое для открытия промывочных отверстий в разъединителе. После этого определяют время, за которое температура должна достичь tу, исходя из объема смыва и производительности:

tсм=Vсм/gсм, (4).

Типовая диаграмма изображена на рисунке.

При эксперименте анализы проводятся в следующей последовательности. Готовят жидкость затворения с требуемой вязкостью и при требуемом водоцементном отношении (в/ц) проверяют тампонажный раствор на растекаемость и плотность.

Полученную рецептуру тампонажного раствора проверяют на время загустения на консистометре. Режим прогрева должен соответствовать ранее рассчитанной диаграмме. При этом имитируют пуск разделительной пробки в скважине и работы по открытию промывочных отверстий в разъединителе. На расчетное время отключают двигатель консистометра. После выдержки в консистометре в течение времени движения тампонажного раствора в скважине пробу его извлекают и ставят на установку УС-1 для определения сроков схватывания при том режиме, который соответствует его местоположению в скважине. Определяют сроки схватывания именно после окончания движения тампонажного раствора и отсчет времени ведут от момента извлечения пробы раствора из консистометра.

После корректировки сроков схватывания выбранную рецептуру проверяют на основной показатель изолирующей способности – начальный градиент фильтрации. Если выбранная рецептура имеет начальный градиент фильтрации меньше расчетного для данных условий, то весь подбор начинают сначала, стремясь снизить в/ц применением пластификаторов, увеличить вязкость жидкости затворения или сократить сроки схватывания.

С целью восполнения падения гидростатического давления столба тампонажного раствора рассчитывают величины и создают избыточное давление на устье в межколонном пространстве в период ОЗЦ. При этом необходимо соблюдение следующих условий, когда тампонажный раствор поднят до устья:

где kпл – коэффициент запаса 1,05–1,10; Рпл– пластовое давление; рв – гидростатическое давление столба воды в период ОЗЦ (период разгрузки), рт.р – давление столба тампонажного раствора.

Соблюдение неравенства (5) на весь период ОЗЦ не всегда возможно, поэтому для поддержания необходимого давления на пласт через устье в межколонном пространстве создают избыточное давление:

где rbв – плотность воды, Н – глубина спуска колонны.

Для управления избыточным давлением на пласт определяют глубину скважины, при которой в некоторый момент времени суммарное давление от столба не схватившегося еще тампонажного раствора и столба схватившегося тампонажного раствора (в нем гидростатическое давление приблизилось к давлению столба воды) стало равным пластовому. Эта глубина может быть определена:

Избыточное давление руст необходимо создавать к моменту, когда вступит в силу зависимость (9). По формуле (11) определяем Z, а по результатам сроков схватывания на этой глубине в соответствии с диаграммой температурного режима находим время с начала затворения цемента, по истечении которого необходимо создать руст, начальное значение которого

Практически установлено, что конечное давление Рустк необходимо создавать в момент, когда начнется схватывание тампонажного раствора на глубине Z'=1/3 H. Его величина

 

Может быть также определено промежуточное устьевое давление Рустп, когда в процессе схватывания тампонажного раствора может наступить момент снижения суммы гидростатического и устьевого давлений до пластового на глубине

Необходимость проведения работ и расчетов по изложенной методике подтверждена на практике. Анализ последних работ по скв. 3, 5 Поворотным показал, что правильный выбор сроков схватывания тампонажного раствора и избыточного давления на устье скважины позволил не допустить развития газопроявлений в затрубном пространстве и качественно зацементировать 245-мм обсадные колонны, спущенные на глубину соответственно 3400 и 3500 м. Газопроявлений по заколонному пространству после ОЗЦ также не наблюдалось, несмотря на то, что в процессе бурения имели место газопроявления. Выбор сроков схватывания тампонажного раствора и создание избыточного давления на устье скважины необходимо решать в комплексе в соответствии с диаграммой температурного режима.

Abstract

Procedures for the thermal and hydraulic calculation of casing cementing with due regard for the prevention of behind-the-casing flows of formation fluids under abnormally high reservoir pressure conditions are proposed. The calculated dependences concerning the determination of the dynamics of the thermal regime of moving plugging-back solution and the selection of cement compositions in the very regime, as well as the creation of excess wellhead pressures in tubing-casing annulus during the different periods of the cementing process are given.

Диаграмма температурного режима раствора в процессе цементирования скважины.

Время: tзак – закачивания тампонажного раствора, tпр – закачивания продавочной жидкости, tот – необходимое для открытия промывочных отверстий в разъединителе (при цементировании секции или потайной колонны), tсм – необходимое для смыва цементного раствора с “головы” секции или потайной колонны: tзакТ – температуры соответственно “головы” цементного раствора после закачки и после продавки