Метод определяющий высоту подъема цементного кольца

Обновлено: 10.01.2025

Технология процесса цементирования эксплуатационной колонны

Кондуктор, направление и эксплуатационная колонна в проектируемой скважине предполагается цементировать одноступенчатым способом.

Этот процесс осуществляется следующим образом.

После промывки спущенной в скважину колонны в нее закачивается расчетный объем буферной жидкости и из цементировочной головки опускается нижняя разделительная пробка и на нее закачивается расчетная порция цементного раствора. Затем освобождается верхняя пробка и на нее закачивается 98 % продавочной жидкости, которая толкает цементный раствор, находящийся между пробками, вниз по колонне.

Как только нижняя пробка сядет на «стоп» кольцо, давление продавочной жидкости повысится и перемычка в нижней пробке будет разрушена, цементный раствор начнет выходить через башмак в затрубное пространство. Затем в работу включается один цементировочный агрегат и подает оставшиеся два процента объема продавочной жидкости на второй скорости.

Когда верхняя пробка сядет на нижнюю перекрыв в ней отверстие, в колонне резко возрастет давление, что является сигналом к окончанию продавки. На этом, после проверки герметичности обратного клапана, процесс цементирования заканчивается.

Цементировочные агрегаты ЦА устанавливаются мерными емкостями к буровой на возможно более близком расстоянии от устья. ЦА должны быть поставлены горизонтально и на расстоянии примерно 1 м друг от друга для свободного прохода между ними. Между двумя ЦА, как правило, устанавливают одну цементосмесительную машину (СМН). От СМН приготовленный цементный раствор подается в приемный бак, из которого откачивается насосом ЦА в скважину.

После установки ЦА и СМН прокладывают трубы приемной линии, затем прокладывают трубопроводы нагнетательной линии. Приемная линия должна предусматривать возможность приема продавочной жидкости.

Обвязку ЦА с цементировочной головкой осуществляют при помощи гибкого (с шарнирными соединениями) металлического трубопровода. При большом числе ЦА в одну линию их может включаться несколько.

После сборки нагнетательная линия опрессовывается давлением в полтора раза превышающем рабочее.

Все работы проводятся под руководством инженера по заливке. Затем руководитель работ проводит инструктаж с операторами, распределяет объемы раствора, необходимые для закачки, указывает очередность ввода машин в работу, режим работы, рабочее давление, выделяет ЦА для завершения процесса цементирования и т.д.

После проведения подготовительных работ и установления готовности машин к работе одним ЦА восстанавливают циркуляцию глинистого раствора в скважине и приступают к затворению цементного раствора, с одновременной подачей его в скважину или в осреднительную емкость, откуда он подается в скважину.

Все параметры цементного раствора и самого процесса цементирования контролируются при помощи станции контроля цементирования СКЦ.

После закачки цементного раствора все нагнетательные линии и насосы ЦА промывают, затем опустив разделительную пробку, приступают к продавке. При этом внимательно следят за давлением и отсчитывают объемы продавочной жидкости.

Последние два процента объема продавочной жидкости закачиваются одним ЦА на низшей скорости. Момент посадки пробки на «стоп» кольцо или обратный клапан считается моментом окончания цементирования.

Затем проверяется герметичность обратного клапана, снижается давление и разбираются трубопроводы приемной и нагнетательной линий.

Оставшуюся продавочную жидкость откачивают в приемные емкости буровой, промывают насосы и инструмент и приводят машины в транспортное состояние.

Процесс цементирования, все его этапы, качество цементного раствора, отражаются в учетной карточке по тампонажу и контрольном листе. Это обязательные документы при проведении цементирования каждой обсадной колонны.

Контроль качества цементирования, проверка колонн на герметичность

Качество цементировочных работ (при герметичности колонны) определяется следующими показателями:

- полнота замещения глинистого раствора цементным в затрубном пространстве;

- плотность (непроницаемость) цементного камня;

- долговечность цементного камня;

- равномерность цементного кольца;

- высота подъёма (фактическая) цемента за колонной.

К методам контроля качества цементирования относятся: термометрический, акустический, радиоактивные методы и метод ГГК, испытание герметичности обсадной колонны давлением или снижением уровня жидкости.

- термометрический метод - дает возможность определить высоту подъема цементного раствора за колонной. Метод основан на эффекте выделения тепла при твердении цементного раствора. Поэтому термометрию следует проводить в период О.З.Ц.

- невозможность применения после затвердевания цементного раствора;

- низкая эффективность при использовании облегченного цементного раствора;

- невозможность получения информации о равномерности распределения цемента за колонной.

Адиоактивная цементометрия основана на использовании свойств радиоактивных веществ и делится на две группы методов:

- активация цементного раствора короткоживущими;

- радиоактивными изотопами и исследование характера их распределения за колонной с помощью гамма- каротажа. Метод применяют при использовании небольших объёмов цементного раствора.

Гамма каротаж основан на зависимости интенсивности рассеивания гамма излучения от плотности окружающей среды. Этот метод кроме всего прочего позволяет оценить эксцентриситет колонны в скважине;

Акустическая цементометрия является в настоящее время наиболее эффективным методом оценки качества цементирования, т.к. позволяет определить кроме высоты подъёма, состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой. Но акустический цементомер имеет сравнительно малую разрешающую способность.

Исходя из сравнения достоинств и недостатков различных методов следует, что для оценки качества цементирования следует применять комплекс методов исследования, включающих АКЦ, ГГК.

Испытание обсадной колонны на герметичность.

Кондукторы и промежуточные колонны, как правило, испытывают избыточным внутренним давлением, а эксплуатационные колонны, кроме того, и снижением уровня жидкости.

Величина давления при испытании должна быть на 20 % выше внутреннего давления, принимаемого при расчете колонны на прочность.

При испытании снижением уровня колонна считается герметичной, если в течение восьми часов уровень в колонне повышается не более чем на два метра.

В скважинах, пробуренных на буровом растворе =1400кг/м 3 и более вместо снижения уровня допускается испытание заменой раствора водой с контролем его уровня на устье.

В связи с вышеизложенным, для контроля качества цементирования эксплуатационной колонны в проектируемрй скважине применяем электротермометрический метод и АКЦ.

Определение фактического диаметра скважины

В процессе бурения фактический диаметр скважин отклоняется от диаметра долота.

В глинах, глинистых сланцах, песках-плывунах и в растворимых хемогенных породах (каменная соль, сильвин) фактический диаметр скважины увеличивается за счет образования каверн. В проницаемых песчаниках, известняках, доломитах при бурении скважин на глинистом растворе диаметр скважины нередко уменьшается за счет образования глинистой корки. В плотных непроницаемых породах фактический диаметр скважины равен диаметру долота.

Сведения о значении фактического диаметра скважины способствуют уточнению результатов количественной интерпретации диаграмм электрических, радиоактивных и термических методов. Кроме того, определение фактического диаметра скважины необходимо для чисто технических целей — изучения профиля скважины перед спуском обсадной колонны, определения необходимого для заливки скважины количества цементного раствора и объема гравия при закладке гравийных фильтров.

Определение фактического диаметра скважины производят с помощью специального скважинного прибора — каверномера (профилографа).

Повсеместное распространение получил каверномер на сопротивлениях, разработанных в двух вариантах: для использования на трехжильном и одножильном кабеле. Устройство каверномера на сопротивлениях показано на принципиальной механической схеме (рис. 72). Изменение положения четырех рычагов 1 в зависимости от диаметра скважины приводит к изменению сопротивления на реостате 6. Показания реостата градуируются в величинах диаметра скважины. Стандартный прибор позволяет определить диаметр скважины от 100 до 760 мм.

Определение высоты подъема цементного кольца (ОЦК)

Это определение может быть произведено термическим методом и методом радиоактивных изотопов.

В термическом методе для определения высоты подъема цементного кольца используют свойство цементного раствора повышать свою температуру в процессе схватывания. Регистрацию температуры производят скважинным электрическим термометром через 18—72 ч, после закачки цемента (в зависимости от сорта цемента и конструкции скважины). Верхний уровень цемента отмечают по началу интенсивного повышения температуры бурового раствора (рис. 73).

При втором способе в цементный раствор в небольших количествах вводят короткоживущие радиоактивные изотопы: Fe59, Zn65, Rb86, Zr95 или Sb124. После закачки цемента в скважину с помощью стандартной аппаратуры измеряют интенсивность гамма-излучения. Участок колонны, окруженный активированным цементом, отмечается на диаграмме резко увеличенным значением гамма-излучения (см. рис. 2673). Метод изотопов особенно эффективен при высокой температуре в скважине, а также при повторной цементации. В обоих случаях термический метод не всегда позволяет получить надежные результаты.

Иногда необходимо детально выяснить характер распределения цемента вокруг обсадной колонны в связи с установлением качества цементировочных работ. Для этой цели используют скважинный цементомер.

Цементомер конструкции С.А. Альтшеля и С.М. Аксёльрода (Азнефте-геофизика) позволяет определить толщину активированного цементного кольца за обсадной колонной. Принцип работы скважинного цементомера основан на том, что измерение гамма-излучения, обусловленного активированным цементом, осуществляется индикатором гамма-излучения, окруженным свинцовым экраном с продольной щелью. Такая экранировка позволяет регистрировать излучение от активированного бурового раствора, поступающее преимущественно со стороны щели (рис. 74). При вращении экрана вокруг своей оси разрядный счетчик последовательно регистрирует интенсивность гамма-излучения в различных направлениях: при равномерном слое цемента за колонной регистрируемая интенсивность гамма-излучения не зависит от угла поворота экрана; при неравномерном распределении цемента последовательно регистрируются максимальные и минимальные значения интенсивности. Имеющиеся в скважинном цементомере устройства позволяют ориентировать кривые распределения цемента в пространстве и в каждом сечении скважины найти толщину цементного кольца за колонной.

Цементомер конструкции Ю. А. Гулина (Волго-Уральский филиал ВНИИгеофизики) построен на принципе гамма-гамма-метода и не требует активации цемента. С помощью трех индикаторов гамма-излучения, расположенных в скважинном снаряде на одном уровне параллельно один другому, одновременно регистрируют три кривые гамма-излучения, рассеянного колонной и цементным кольцом. При равномерном размещении цемента за колонной все три кривые рассеянного гамма-излучения в деталях повторяют друг друга. При эксцентричном расположении обсадной колонны в показаниях трех индикаторов наблюдаются небольшие расхождения. Резкие расхождения кривых указывают на недоброкачественное цементирование колонны.

Обоснование высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами

2) Высота тампонажного раствора под кровлей продуктивных горизонтов, а также ступенчатого цементирования, или устройством для соединения секций обсадной колонны. В нефтяных скважинах должно составлять не менее 150 м, а в газовых не менее 500 м.

Тип обсадной колонны	Глубина спуска, м	Диаметр (мм)	Высота подъема цемента
От	До	Колонна	Долото
Направление	До устья
Кондуктор	393,7	До устья
Промежуточная	295,3	До устья
Эксплуатационная	215,9	До устья
Хвостовик	155,6	До 1773
Примечание: Межколонное пространство при креплении эксплуатационной колонны в интервале ММП заполняется незамерзающей жидкостью (дизельное топливо, или раствор глицерина, или раствор полигликоля).

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Обобщенные данные о конструкции скважины

Рисунок 1

Профиль ствола скважины

Выбор типа профиля скважины

Ввиду использования кустового бурения на месторождении предлагается использовать наклонно-направленную скважину.

Отклонение положения фактического забоя от проектного регламентируется «Инструкцией по бурению наклонно-направленных скважин. РД 39-2-810-83». При этом радиус круга допуска принимается равным 10 % и составляет 50 метров, т.к. бурение скважины ведется с отходом 500м.

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Профиль ствола скважины должен удовлетворять следующим условиям:

- Обеспечить высокую коммерческую скорость бурения;

- Обеспечить заданное направление и отклонение от вертикали;

- Быть технически целесообразным;

- Быть технически выполнимым (выбранные и рассчитанные показатели профиля - a, А, R и прочие должны быть достижимы при текущем уровне развития техники и технологии бурения наклонно-направленных скважин).

Исходя из технологических соображений (конструкция скважины, наличие оборудования), геологического разреза, глубины скважины, выбираем трехинтервальный профиль, который состоит из:

а) Вертикальный участок;

б) Участок набора зенитного угла;

в) Участок стабилизации зенитного угла.

Общие требования к наклонно-направленным скважинам:

- максимальный зенитный угол в скважине не должен превышать 40 0 на участке стабилизации (при смещении забоя скважины от вертикали до 1450 м). В интервале размещения глубинного насосного оборудования (ЭЦН), ствол скважины должен иметь прямолинейную траекторию с интенсивностью изменения зенитного угла не более 1 0 /100 м, при этом использование отклонителя на этом участке не допускается.

- бурение наклонно-направленных скважин производится по 3-х интервальному профилю. Интенсивность искривления на участке набора зенитного угла отклонителем не должна превышать 1 0 /10 м, фактически не более 0,5-0,6 0 /10 м (2-х секционный ТО-240).

Расчет профиля скважины

Исходные данные: А / =500 м – требуемое смещение забоя от вертикали по кровле продуктивного пласта; Н / =2430 м – глубина залегания кровли продуктивного пласта; Н = 2811,5 м – глубина скважины по вертикали; h₁ принимаем 1300м. Глубина вертикального участка принята 1300 м для того, чтобы набор кривизны происходил из-под промежуточной колонны в интервале терригенных пород нижней Юры. Интенсивность набора зенитного угла с турбинным отклонителем i=0,10 0 /м.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Необходимый максимальный зенитный угол находим по формуле:

;

10,8

,09

arccos

)

(

)

(

arccos

Участок набора зенитного угла:

Длина участка

;

Горизонтальная проекция:

10,5

)

cos

(

)

cos

(

;

Вертикальная проекция:

109,

sin

;

Участок стабилизации зенитного угла (наклонно-прямолинейный) до кровли продуктивного пласта:

1021 м

-14405ранасоса,а 2

cos

;

sin

Проверочный расчет: 10,5+663=673,5м – попадает в круг допуска.

Участок стабилизации зенитного угла (наклонно-прямолинейный) до забоя скважины:

1409,5

2811,

/cos

14099,5

cos

sin

10,9+915=925,9м.

Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж

Цементирование обсадной колонны - одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Цементирование - закрепление обсадной колонны на стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной трубе и вверх по кольцевому зазору.
Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).

Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I - начало подачи цементного раствора в скважину, II - подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III - начало продавки в затрубное пространство, IV - окончание продавки;
1 - манометр, 2 - цементировочная головка, 3 - верхняя пробка, 4 - нижняя пробка, 5 - цементируемая обсадная колонна, 6 - стенки скважины, 7 - стоп-кольцо, 8 - продавочная жидкость, 9 - буровой раствор, 10 - цементный раствор.

колонну обсадных труб периодически расхаживают,
непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, ее устанавливают на 1-2 м выше забоя, оборудуют цементировочной головкой,
закачивают расчетный объем цементного раствора.

Многоступенчатое цементирование
Многоступенчатое цементирование - цементирование нескольких горизонтов (интервалов) пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.
При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине.

Распространено 2-ступенчатое цементирование - раздельное последовательное цементирование 2 х интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,
существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания;
уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве;
избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Рис. 2 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:
а - при цементировании первой ступени, б - при цементировании второй ступени;
1 - корпус, 2 - верхнее седло, 3 - верхняя втулка, 4 - заливочные отверстия, 5 - нижнее седло, 6 - нижняя втулка

Для проведения 2-ступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 2).

Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию.
После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1 й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1 й ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1 й ступени, которая проходит через заливочную муфту (рис. 2, а).
Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку 2 й ступени.
По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 2, б). .

При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени.
2-ступенчатое цементирование с разрывом - после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор 2 й ступени подают в скважину спустя некоторое время, к примеру, после схватывания раствора 1 й порции.

Цементирование хвостовика.
После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки.
Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой.
Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца.
При этом давление в бурильных трубах резко возрастет.
Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления.
После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора.
Через 16-20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2 го ствола - испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

Тампонаж
Тампонирование (цементирование) скважин - технологический процесс упрочнения затрубного пространства и обсадной колонны от разрушающего действия горных пород и грунтовых вод.
В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов (цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.
Используется специальный тампонажный цемент - модификацию портландцемента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.

Коэффициент продуктивности скважин

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа.
это отношение дебита скважины к депрессии.

Исследование скважин на приток

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины.
Не менее 4 раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки.
При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления.
Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.
Определяют величину депрессии на пласт.
Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.
Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта.
Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу).
Кривые строятся в координатах для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления.

установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину
определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне
отбору глубинных проб нефти
измерению давления и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней
контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.

Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.
Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.
Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.
Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

Q = K(Pпл – Pзаб) n
где К - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].
n – коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая;
n<1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления;
n>1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления
Q - Дебит скважины [м³/сут].
ΔP - Депрессия [МПа].
Pпо - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].
Pзаб - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП),
подвижность нефти в ПЗП,
гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров

Продуктивность по нефти
Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.
Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Цемент тампонажный

Тампонажный цемент - это разновидность портландцемента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.

Используется при разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных и газовых скважин, и при капитальном ремонте скважин (КРС) для цементирования нефтяных скважин, целью которого является изолирование продуктивных нефтеносных слоев от водоносных, а также отделение нефтеносных слоев друг от друга при многопластовых залежах нефти.

Цементирование (тампонирование) - важная операция техпроцесса бурения; качество цементирования часто определяет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении - возможность правильной оценки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении.

Замес и заливку раствора производя механическим способом, подача в скважину осуществляется насосной установкой.

Операция цементирования скважины:

- опускание в скважину колонны обсадных стальных труб разного диаметра;

- заполнение образовавшегося кольцевого пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором.

Методы цементирования скважин:

- цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах,

- многоступенчатая заливка и тд.

Многообразие методов связано с особенностями месторождений, характером расположения продуктивных и водоносных слоев, структуры коллекторов и др.

Прямое цементирование - наиболее распространенный метод:

- колонну стальных труб опускают на рассчитанную глубину и подвешивают;

- через колонну подается глинистый раствор для промывки скважин перед цементированием;

- спуск колонны после промывки на нижнюю пробку с центральным отверстием, закрытие стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб;

- на опущенную пробку в колонну быстро накачивается с помощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опускают верхнюю глухую пробку;

- на верхнюю пробку накачивается под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цементный раствор, заключенный между нижней и верхней пробкой, движется вниз;

- когда нижняя пробка достигает заранее установленного на обсадных трубах упорного кольца, повышается давление, и стекло нижней пробки раздавливается;

- цементный раствор через образовавшееся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая находившийся в скважине после бурения глинистый раствор;

- когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления па манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанавливается.

- после проверки высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 час ( реже 48 час) до полного затвердевания цемента. Зазор между стенкой скважины и наружным диаметром обсадных труб, заполненный цементным раствором, составляет примерно 15-50 мм;

- по истечении установленного срока твердения цементного раствора обсадную колонну испытывают на герметичность путем «опрессовки», при этом допускается снижение давления на 0,5 МПа за 30 мин;

- после окончания этих операций и приобретения цементом необходимой прочности вскрывают продуктивный нефтеносный слой путем дальнейшего пробуривания цементного камня на забое, либо пробивают отверстия, по которым в скважину поступает нефть. Это осуществляется с помощью пороховых либо торпедных перфораторов через стенки труб и прилегающий к ним цементный камень. В результате перфорации в цементном камне образуются отверстия, по которым в колонну поступает нефть после понижения уровня жидкости в скважине при давлении ниже пластового давления нефти.

Особенности процесса цементирования:

- глинистый раствор отрицательно влияет на твердение цемента при их смешивании, когда цементный раствор проходит в затрубное пространство.

- перфорация цементного камня в скважине также влияет на его прочность, снижая ее в зависимости от многих факторов, в тч от вида перфорации пулевой или торпедной.

- скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве при цементировании должна составлять не менее 1,5 м/сек, что способствует лучшей очистке стенок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца.

- нужно точно контролировать объемы цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в колонну, и изменение давления раствора. Экзотермия цемента способствует повышению этого давления.

Условия службы тампонажного цемента в скважинах:

- осмотр и точное обследование состояния скважины невозможны, что затрудняет изучение цемента в условиях службы;

- по мере углубления нефтяной скважины в ней повышаются температура и давление, что влияет на процесс цементирования и качество получаемого цементного камня. Повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных месторождениях. При измерении температуры в ряде скважин, значение геотермического градиента составило 16,5-18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем температура нефтяных пластов всегда ниже температуры водоносных. В США на некоторых скважинах при глубине примерно 7 тыс м температура на забое доходила до 473 К при давлении 12,5 МПа.

- в скважине создается высокое давление в результате напора воды, газов, нефти, которое при повышенной температуре влияет на сроки схватывания цементного раствора и формирование цементного камня. Условия для твердения цемента в скважине сложные. Коллекторы имеют различную пористость, трещинноватость и кавернозность. Избыточное давление, испытываемое пластом в результате гидростатического давления, создаваемого столбом промывочной жидкости, увеличивает естественные трещины в породе и может привести к уходу глинистого, а затем и цементного раствора при цементировании им скважины. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП), переток пластовых вод с верхних па нижние водоносные горизонты - обычное явление. Бывают случаи обезвоживания цементного раствора из-за отсоса воды пористыми пластами породы.

Пластовые воды на многих месторождениях имеют высокую концентрацию солей.

Хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, сульфатно-сульфидные воды оказывают коррозионное воздействие на цементный камень, особенно при повышенных температурах и давлении, когда возможна существенная водопроницаемость цементного кольца.

Еще более влияет на условия службы в газовых скважинах происходящая после окончания цементирования диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны.

1 е опыты крепления обсадных труб для изоляции нефтяного пласта от водоносного путем цементирования портландцементным раствором были выполнены в 1907-1908 гг и дали положительные результаты в сравнительно неглубоких скважинах.

Портландцемент того времени характеризовался сравнительно медленным схватыванием, низкой прочностью и грубым помолом, поэтому приходилось долго «выжидать», пока цементный камень приобретет необходимую прочность.

Для ускорения процесса твердения цемента использовался более тонкий помол цемента.

Важнейшие требованияе к качеству тампонажного цемента:

-цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем продавливания в затрубное пространство:

- раствор должен оставаться подвижным определенное время, пока идет цементирование. Это достигается при ВЩ - 0,4-0,5. В зависимости от температуры скважины дифференцируются сроки схватывания цемента.

- тампонажный цемент должен характеризоваться необходимой прочностью в первые 2 суток твердения. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепление колонны в стволе скважины, необходимую ее устойчивость при разбуривании и перфорации, эффективную изоляцию от проницаемых пород. Прочность должна составлять не менее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффициенте запаса прочности в 2-5.

- вязкость цементного раствора, характеризующая его текучесть. Цемент должен обеспечить получение раствора хорошей текучести и оставаться подвижным в течение времени, необходимого для его закачки и вытеснения в затрубное пространство при температуре и давлении, соответствующих дайной глубине. После закачки в скважину цементный раствор должен в кратчайший срок приобретать соответствующую прочность и сохранять ее .

- цементный камень должен быть стоек по отношению к агрессивным пластовым водам на глубоких горизонтах и водонепроницаемым, чтобы защитить продуктивные нефтяные пласты от пластовых вод и обсадную колонну от проникновения корродирующих жидкостей, содержащих большое количество различных солей, а зачастую и сероводород. В начальный период твердения цементный камень должен быть достаточно пластичным, чтобы при перфорации скважин в нем не образовались трещины, и вместе с тем достаточно долговечным в условиях, когда ему приходится противостоять воздействию не только агрессивных пластовых вод, но и высокой температуры и давления. Необходимо учитывать и водоотдачу, которая вполне возможна при наличии проницаемых пластов, отсасывающих часть воды из цементного раствора. Это заметно снижает водоцементиое отношение, что влияет на вязкость и сроки схватывания цемента. Кроме того, серьезное значение имеет газопроницаемость цементного камня, особенно в газовых скважинах.

Цемент 1 й разновидности не может удовлетворять всем требованиям, связанным с различными условиями его работы в скважинах, поэтому цементная промышленность выпускает 2 основных исходных вида тампонажного цемента:

- цемент, предназначенный для цементирования «холодных» скважин до 40 о С(295К);

- цемент, предназначенный для цементирования «горячих» скважин свыше 40 о С(348 К).

Требования к цементам для «холодных» и «горячих» скважин высоки. Стандарт регламентирует жесткие пределы для сроков схватывания: начало не ранее 2 ч для применения цементов в «холодных» скважинах и не ранее 1 ч 45 мин для «горячих» скважин.

Конец схватывания после затворения должен наступать в цементе для «холодных» скважин не позднее 10 час и в цементе для «горячих» скважин - не позднее 5 час.

Это время необходимо для того, чтобы успеть закачать цементный раствор в скважину и продавить его на нужную высоту в затрубное пространство.

Предел прочности при изгибе призм 4X4X16 см из цементного теста с В/Ц=0,5 должен составлять через 2 суток - при холодных скважинах-2,7 МПа, при горячих через 1 сутки - 3,5 МПа. Цементное тесто должно обладать такой растекаемостью, при которой расплыв образца в виде конуса из этого теста был бы не менее 180 мм.

К тампонажным цементам предъявляются такие же требования в отношении допустимого содержания SO₃ и MgO, а также по тонкости помола и равномерности изменения объема, что и к портландцементу.

К клинкеру цемента для «холодных» скважин при измельчении можно добавлять: гранулированный доменный шлак (не более 20%), активные минеральные добавки (не более 12% массы цемента) или инертные добавки (не более 10%)-кварцевый песок или кристаллический известняк, в тч должен содержать повышенное количество трехкальциевого алюмината 10 - 13%, алита - до 50% для обеспечения нужной скорости схватывания раствора и повышенного уровня прочности его на ранних сроках твердения, а также повышенное содержание трехкальциевого силиката 57 - 60% в сочетании с пониженным содержанием С_зА 4 - 7%, дозировка гипса повышенная 3-3,5% so₃, что обеспечивает требуемую скорость схватывания, высокую активность цемента на ранних сроках твердения.

Тампонажный цемент для «холодных» скважин изготавливают главным образом путем тонкого помола (до удельной поверхности 3000-3500 cм 2 / 1 г клинкера).

Качественный тампонажный цемент должен быть так тонко помелен, чтобы во время просеивания его через сито № 008 не меньше 25% веса пробы проходило.

В целях замедления схватывания тампонажный цемент для «горячих» скважин должен быть преимущественно низкоалюминатным. Он предназначается для службы при температуре примерно 348 К - Выпускаются тампонажные цементы, которые содержат 3-4% С₃А н пригодны как для «холодных», так для «горячих» скважин. Однако эти стандартизованные цементы не всегда позволяют обеспечить качественное цементирование нефтяных и газовых Скважин, пробуриваемых зачастую в разнообразных сложных условиях. Так, например, часто в глубоких и сверхглубоких скважинах температура на забое бывает выше 348 К, доходит и до 473 К при давлении до 70 МПа.

В скважинах многих нефтяных районов пластовые воды оказывают на цемент сильное корродирующее действие, цементный раствор поглощается трещиноватыми или дренированными пластами. Для цементирования скважины в таких условиях необходимы цементные растворы с плотностью, превышающей плотность промывочного глинистого раствора.

В других случаях требуются, наоборот, цементные растворы с пониженной плотностью для того, чтобы поднять цементный раствор па большую высоту. Специфические условия создаются в газовых скважинах, в которых наблюдается прорыв газа через цементное кольцо и резьбовое соединение обсадной трубы п др.

Для службы в таких специфических условиях разработаны специальные виды тампонажных цементов, эффективность которых подтверждена на практике (ГОСТ 1581-96), но производство ограничено.

Читайте также: