Класифікація тампонажних матеріалів
Призначення тампонажних матеріалів та вимоги до них
Тампонажні матеріали використовують перш за все для заповнення заколонного простору свердловин та ізоляції всіх проникних порід одна від одної; попередження перетоку флюїдів з одного пласта в інший або в атмосферу по заколонному простору; для закупорювання тріщин, каверн та інших каналів, якими може поглинатись промивальна рідина; для захисту зовнішньої поверхні обсадних колон від корозії пластовими водами (газами); для надання більшої стійкості обсадним колонам; для створення постійної або тимчасової перегородки в стволі свердловини (цементний міст) та інших цілей.
Тампонажні матеріали, які використовуються для розмежування проникних пластів, повинні задовільняти певні вимоги:
1. Суспензія такого матеріалу повинна легко прокачуватись протягом часу, необхідного для транспортування її в заданий інтервал свердловини, а в спокою — бути седиментаційно стійкою.
2. Після закінчення транспортування в свердловину суспензія в короткий термін повинна перетворитися в практично непроникне тверде тіло, навіть якщо температура навколишнього середовища нижче 0°С.
3. Суспензія повинна перетворитись у тверде тіло з невеликим збільшенням об'єму або в крайньому випадку без найменшої усадки в умовах конкретної ситуації в свердловині.
4. Утворене із суспензії тверде тіло повинно бути високоелас-тичним, довговічним, стійким проти корозії при контакті з пластовими флюїдами.
5. Тверде тіло повинно зберігати свої механічні властивості, непроникність та корозійну стійкість при всіх змінах температури, що можливі в період роботи даної свердловини.
6. Воно повинно мати достатнє зчеплення з обсадною колоною і стінкою свердловини та міцність, щоб протистояти тим силам, які можуть виникнути в період роботи свердловини.
7. Тампонажні матеріали повинні бути недефіцитними і порівняно недорогими, оскільки потреба в них досить велика.
8. Якщо тампонажний матеріал використовується для створення перегородки (моста) у свердловині, утворюваний з його суспензії камінь повинен мати велику міцність та жорсткість.
За фізико-хімічною природою твердіючі базові тампонажні матеріали можна розділити на дві групи: водостійкі та неводостійкі.
Неводостійкі тампонажні матеріали можна застосовувати в тих випадках, коли тампонажний матеріал не контактує з напірними водами.
Хімічні речовини, які забезпечують затвердіння рідиноподібної системи — тампонажного розчину, рідко застосовуються у чистому вигляді. їх змішують або з інертними щодо них речовинами — наповнювачами, щоб зекономити дороге в'яжуче, змінити фізичні властивості розчину (обважнювальні, полегшувальні домішки), а також надати спеціальні властивості (закупорювальні або армувальні наповнювачі), або з хімічно активними домішками, щоб прискорити або сповільнити затвердіння, зменшити корозійну дію навколишнього середовища і т.д.
Хімічні речовини, які забезпечують затвердівання тампонажних розчинів, називаються базовими тампонажними матеріалами або базовими тампонажними цементами. Речовини, які вводяться для регулювання властивостей тампонажних розчинів або утворюваного затвердівального тампонажного матеріалу, називаються домішками. Матеріали, які містять домішки, називаються модифікованими. Модифікуючі домішки можна вводити в порошкоподібний тампонажний матеріал, в рідину для замішування або в приготовлений тампонажний розчин.
Такий поділ тампонажних матеріалів за типом хімічного процесу затвердівання є умовним, так як в багатьох тампонажних матеріалах ці процеси протікають паралельно, а також є процеси, що не вміщуються в описані вище схеми.
За характером застосування тампонажні матеріали можна розділити на три групи:
а) базові тампонажні матеріали, придатні як для безпосереднього застосування, так і як основи для одержання спеціальних (модифікованих) тампонажних цементів;
б) модифіковані тампонажні цементи, які називаються тампонажними сумішами;
в) спеціальні домішки до тампонажних матеріалів для їх модифікування, деякі з них можуть окремо застосовуватися як тампонажні матеріали.
За областю застосування тампонажні матеріали поділяються:
а) для цементувальних робіт в нафтових, газових, геологічних і глибоких свердловинах іншого призначення;
б) для тампонування закріплюваного простору шахт, тунелів та інших подібних споруд;
в) для тампонування грунтів в гідротехнічному і шахтовому будівництві;
г) для спорудження траншейних стінок.
Можливі й інші області застосування, які вимагають спеціальних тампонажних матеріалів.
За особливими властивостями тампонажні матеріали класифікуються на:
1. швидкотужавіючі;
2. повільнотужавіючі;
3. корозійно стійкі до певних середовищ;
4. розширювальні;
5. із закупорювальними властивостями;
6. з особливо високою рухомістю (текучістю);
7. з низькою водовіддачею;
8. армовані волокнами.
Більшість з відомих мінеральних в'яжучих речовин може бути використана в якості базових тампонажних матеріалів.
Тампонажні цементи поділяють за такими ознаками.
За речовинним складом тампонажні цементи розділяють на такі групи:
1. портландцементи (без домішок, крім гіпсу);
2. портландцементи з мінеральними домішками не більше 20%;
3. портландцементи зі спеціальними домішками 20-80%;
4. цементи на основі глиноземистого клінкера;
5. безклінкерні цементи на основі вапняково-кремнеземистих в'яжучих, доменних шлаків та інших відходів металургійної промисловості, а також цементи полімерні, на основі гіпсу і композиції декількох в'яжучих речовин.
За температурою застосування тампонажні цементи діляться на:
1. для низьких температур (15°С);
2. для нормальних температур (15-50°С);
3. для помірних температур (50-100°С);
4. для підвищених температур (100-150°С);
5. для високих температур (150-250°С);
6. для надвисоких температур (250°С);
7. для циклічно-змінних температур.
За густиною одержаного тампонажного розчину тампонажні цементи поділяють на:
1. легкі — 1400 кг/м3;
2. полегшені — 1400-1650 кг/м3;
3. нормальні— 1650-1950 кг/м3;
4. обважнені — 1950-2300 кг/м3;
5. важкі — 2300 кг/м3.
За стійкістю до агресивної дії на тампонажний камінь пластового середовища тампонажні цементи розділяються на:
1. стійкі до сульфатних середовищ;
2. стійкі до кислих (вуглекисле, сірководневе) середовищ;
3. стійкі до магнезіальних середовищ;
За величиною власних об'ємних деформацій при твердінні:
1. без особливих вимог;
2. безусадочні — величина лінійної деформації розширення після 3-х діб твердіння до 0,1%;
3. цементи, що розширюються — величина лінійної деформації розширення після 2-х діб твердіння більше 0,1%.
Американський нафтовий інститут (АНІ) класифікує дев'ять класів цементів залежно від умов цементованої свердловини (класи А, В, С, В, Е, Р, О, Н, І).
30 Базові тампонажні матеріали
1. Портландцемент.
2. Металургійні шлаки.
3. Глиноземистий і гіпсоглиноземний цемент.
4. Гіпсові в’яжучі речовини.
Портландцемент — основа багатьох видів тампонажних матеріалів. Він служить базовим матеріалом для більшості спеціальних (модифікованих) тампонажних цементів і розчинів, в той же час він і без модифікації може застосовуватись у широкому діапазоні умов для проведення тампонажних (цементувальну) робіт у різних спорудах.
Тампонажний портландцемент представляє собою різновидність портландцемента — порошкоподібного мінерального в'яжучого матеріалу, який складається головним чином з високоосновних силікатів кальцію. Завдяки їх особливим властивостям, а також властивостям інших штучних мінералів, що входять у склад портландцемента (алюмінатів, феритів кальцію та ін.), порошок портландцементу при змішуванні з водою утворює достатньо рухому суспензію, яка розшаровується в певному діапазоні концентрацій і яка затвердіває в каменеподібне тонкопористе тіло як на повітрі, так і у воді.
Штучні (що не трапляються в природі) мінерали портландцементу виникають у результаті високотемпературного випалювання сировинної суміші в строго визначеному співвідношенні оксдів: лужного — оксиду кальцію (СаО) та кислотних — оксиду кремнію (SіО2), оксиду алюмінію (А1203) оксиду заліза (Fе203).
Як вихідний матеріал, що вміщує оксид кальцію (СаО), у виробництві портландцементу використовують вапняк або крейду, але можуть застосовуватися й інші природні матеріали (гіпс), а також промислові відходи, які містять у достатній кількості оксид кальцію
Джерелом кислотних оксидів найчастіше є глини. Замість глин можуть використовуватися лес, сланці, суглинки, а також промислові відходи, з яких головне місце займають доменні шлаки.
Цінною сировиною для виробщщтва портландцементу є мергелі — природні карбонати кальцію, які містять більше 20% глинистих домішок.
Щоб одержати портландцемент з необхідними властивостями в сировинну суміш кальцієвого (лужного) і глинистого (кислотного) компонентів додають так звані коректуючі добавки. В їх складі переважає якийсь один кислотний оксид; SіО2 , А1203 або Fе203. Найчастіше необхідно підвищувати вміст Fе203
Загальна схема виробництва портландцементу включає видобуток сировини (або доставку у випадку застосування промислових відходів), приготування сировинної суміші (подрібнення, дозування, гомогенізацію), випалювання сировинної суміші, подрібнення випаленого продукту (клінкера) в тонкий порошок з одночасною домішкою деяких речовин. (Клінкер — це штучний камінь, який утворився в результаті спікання при високій температурі спеціально підібраної суміші деяких природних матеріаліь).
У процесі високотемпературного (1400-1500°С) випалювання у спеціальних печах підібраної суміші оксидів утворюються штучні мінерали, в яких переважають оксид кальцію (вапно) СаО -64-68%, оксид кремнію (кремнезем) SіО2 — 19-23%, оксид алюмінію (глинозем) А1203 — 4-8% і оксид заліза Ре203 -3-6%. Крім того, в клінкері містяться в незначній кількості і інші оксиди (МgO — 0,1-5%, К20 + Na2O — 0,8-1,4%, S03 — 0,3-1,0 %, ТіО2 — 0,2-0,5%, Р205 — 0,1- 0,3% та інші). Всього може вміщуватись до 15 домішкових компонентів.
Дозовану сировину (суміш вапняку, глини і домішок) випалюють у печах, що обертаються. При випалюванні суміш доводять до часткового розплавлення (до так званого спікання). Продукт випалювання, який містить специфічні портландцементні мінерали, називається портландцементним клінкером. Він виходить у вигляді гранул величиною, як горіх. Для одержання портландцементу клінкер розмелюють на тонкий порошок з домішками деяких інших речовин.
Портландцементний клінкер містить в основному трикальцієвий силікат (ЗСаОSіО2), аліт — 45-65%; двокальціевий силікат (2СаОSіО2;}9 беліт — 10-30%; тршальцієвнй алюмінат (ЗСаОА12О2;) — 2-15%, чотирикальцієвий алюмоферит (4СаОА12ОзFе203) браунмілерит — 5-20%; скловидну фазу — клінкерне скло — 5-15%.
Чотири головні мінерали (C3S; С2S, СзА, С4АF) не утворюються в клінкері у чистому вигляді, а вміщують домішки, які значно змінюють кристалічну структуру і властивості клінкерних мінералів.
Аліт (C3S) — важливий мінерал портландцементного клінкера. Він забезпечує головну якість портландцементу як в'яжучої речовини — швидке твердіння при помірно швидкому тужавінні.
Беліт (С2S) — вступає в реакцію значно повільніше. Йот реакція з водою триває багато років. Це є важливий фактор довговічності цементного каменю, тобто беліт визначає кінцеву міцність.
Трикальцієвий алюмінат (С3А) володіє найбільшою хімічною активністю, його присутність прискорює тужавіння і твердіння і сприяє швидкому зв' язуванню великої кількості води, а також інтенсивному тепловиділенні.
Чотирикальцієвий алюмоферит (С4АF) так само впливає на властивості портландцементу як і алюмінат, але його хімічна активність значно менша і знижується із збільшенням Змісту оксиду заліза.
Скловидна фаза впливає на властивості портландцементу так само, як алюмоферит, але її хімічна активність вища.
Металургійні шлаки. Шлаками називаються гранульовані або комові відходи металургійних процесів (виплавки, переплавки та ін.), що утворюються при сплавлюванні різнорідних оксидів.
Шлаки за хімічним складом наближаються до портландцементного клінкера і відрізняються від нього меншим вмістом оксиду кальцію. Хіміко-мінералогічний склад шлаку і спосіб його охолодження визначають фізико-хімічні властивості цементів на їх базі: термін тужавіння, рухомість, механічну міцність. При нормальних умовах гідравлічна активність шлаків низька і тужавіння проходить надзвичайно повільно. Активність шлаку зростає у випадку збільшення температури та в результаті лужної або сульфатної дії. На основі лужної дії одержані шлакові цементи: вапняково-шлаковий і шлакопортландцемент, а на основі сульфатної — безклінкерний шлаковий сульфатований цемент та швидкотвердіючий високоактивний ангідрито-глиноземистий цемент. Склад шлаків визначається оксидами одержуваного металу та його домішок, породоутворюючими мінералами, флюсами, коксом, а також спеціальними домішками для регулювання властивостей шлаків.
Шлаки для цементування свердловин можуть використовуватись як у вигляді чисто шлакового тампонажного матеріалу, так і у вигляді домішок до тампонажного портландцементу в складі шлакопортландцементів або у вигляді шлакопіщаних цементів.
Вадами шлакових розчинів є їх понижена седиментаційна стійкість і велика водовіддача. В умовах підвищених температур (вище 100°С) шлакові розчини утворюють через дві доби твердіння міцніший камінь, ніж портландцементі розчини. Проте при тривалій гідротермальній дії шлакові цементи термостійкі до 120-160°С. При вищих температурах термостійким є шлакопіщаний цемент. Характерною властивістю шлаків є корозійна стійкість каменю.
Поряд з шлакопіщаними цементами, які готуються змішуванням компонентів, застосовують шлакопіщані цементи сумісного помелу (ШПЦС), армовані (ШПЦА) та інші.
Глиноземистий і гіпсоглиноземистий цементи. Глиноземистий цемент — це швидкотвердіюча в'яжуча речовина, яку одержують при тонкому помелі продуктів спікання або плавлення сировинної суміші бокситу та вапна (вапняку). Глиноземистий цемент складається в основному з низькоосновних алюмінатів кальцію. Іноді в нього вводять 20-30% кислого доменного гранульованого шлаку, що зменшує вартість цементу. Глиноземистий цемент відрізняється швидким тужавінням і твердінням, особливо при низьких температурах. Застосування глиноземистого цементу для цементування свердловин обмежено негативною дією на нього високої температури. Він може використовуватися тільки для нормальних температур, коли статична температура на вибою не перевищує 20-25°С. При вищих температурах значно прискорюються процеси перекристалізації гідроалюмінатів і міцність каменю різко знижується. Глиноземистий цемент — єдиний із усіх інших тампонажних матеріалів стійкий проти пластових вод і газів, які вміщують сірководень.
На основі глиноземистого цементу, додаючи до нього 25-30% сульфату кальцію у вигляді гіпсу або ангідриту, одержують гіпсоглиноземистий цемент. Цементний камінь гіпсоглиноземистого цементу стійкий при температурах до 60°С в сульфатних середовищах, але не стійкий при дії сірководню і солей магнію.
Гіпсоглиноземистий цемент застосовується як домішка до тампонажних з метою одержання тампонажних цементів, що розширюються.
Гіпсові в'яжучі речовини.Одержують термічною обробкою гіпсового каменю. Затверділі гіпсові в'яжучі розм'якшуються у воді і тому належать до повітряних в'яжучих речовин. Незважаючи на цю ваду, гіпсові в'яжучі речовини застосовуються при цементуванні свердловин з домішкою речовин, які сповільнюють процес тужавіння і підвищують водостійкість. Гіпс можна використовувати для цементування свердловин з температурою нижче 100°С при відсутності контакту з напірними водоносними пластами. Перевага гіпсу як тампонажного матеріалу — деяке збільшення об'єму при затвердінні — 0,1 -0,5%. Гіпс застосовується як складова частина в інших тампонажних цементах.
Для цементування свердловини як тампонажні матеріали використовують магнезіальний цемент. Для тампонування пор і тріщин у породі, заповнення достатньо широких порожнин використовують тампонажні матеріали на основі силікатів лужних металів.
Для придання специфічних властивостей і покращення окремих характеристик, а також для економії в'яжучої речовини, тампонажні цементи часто використовують у суміші з різноманітними матеріалами. До них належать: кварцовий пісок, активні мінеральні домішки природного (діамтоміт, опока, трепел, пемза та інші) і штучного (паливні золи, доменні гранульовані шлаки та ін.), проходження, полегшені домішки (фільтроперліт, кревда, глинопорошки, мікробалони та ін.), обважнювачі (барит, сидерит, залізні обважнювачі та ш.), розширювальні домішки, закупорювальні матеріали та ін.
До модифікованих (спеціальних) тампонажних цементів належать:
1. полегшені тампонажні цементи;
2. обважнені тампонажні цементи;
3. термостійкі тампонажні цементи (цементо-кременисті суміші, белітокремнеземисті цементи та ін.);
4. тампонажні цементи, що розширюються;
5. корозійностійкі тампонажні цементи;
6. тампонажні цементи і розчини для низьких та від'ємних температур;
7. тампонажні матеріали для ізоляції зон поглинання.
31 Регулювання властивостей тампонажного розчину та каменю
1. Параметри тампонажних систем, які регулюють властивості.
2. Регулювання властивостей тампонажного розчину та кременю.
Тампонажні системи застосовують при різноманітних умовах: температури коливаються від мінус 20-25°С до плюс 200-300°С, в широких діапазонах змінюються тиски, хімічний склад пластових вод, мінералогічний склад порід, що складають стінку свердловини. На сформований тампонажний камінь діють різні навантаження, функції його неоднакові (вони різні у випадках формування цементних мостів для різного призначення, ізоляційних робіт, герметизації заколонного простору і т.д.). Це викликає необхідність цілеспрямованої зміни властивостей цементних розчинів і утворюваного каменю введенням різних домішок та обробки їх хімічними реагентами.
У вітчизняній та зарубіжній практиці застосовують значну кількість хімічних реагентів (органічного та неорганічного походження) і матеріалів для покращення (зміни в потрібному напрямку) властивостей тампонажних систем.
До параметрів тампонажних системи, регулювання яких найчастіше викликаються технологією або особливостями умов свердловини, належать час загустівання (або терміни тужавіння), густина, реологічні властивості (розтічність, консистенція), фільтраційні властивості (водовіддача, седиментаційна стійкість) тампонажного розчину, міцність, проникність і корозійна стійкість тампонажного каменю.
При кількісній зміні одного з показників тампонажного розчину змінюються інші параметри, а в деяких випадках і в небажаному напрямку. Як правило, реагенти і матеріали, що вводяться в тампонажні системи, змінюють одночасно декілька параметрів.
Деякі реагенти за одних і тих же умов змінюють властивості тампонажних систем в одному напрямку, а за інших умов вплив тих же реагентів може бути протилежним. Крім того, один і той же реагент в різних дозуваннях може викликати протилежну дію.
Обробка тампонажних розчинів хімічними реагентами призводить до суттєвої зміни їх властивостей. Змінюються не тільки властивості дисперсних частинок, але і властивості дисперсійного середовища: розчинність, густина, в'язкість, рН середовища, відбувається глибока модифікація всієї тампонажної системи. Застосування реагентів електролітів веде до підвищення розчинності клінкерних мінералів, змінюється хід процесу гідролізу і гідратації, прискорюються процеси структуроутворення і твердіння.
Органічні високомолекулярні хімічні реагенти, як правило, сповільнюють процеси структуроутворення тампонажних розчинів. Вони володіють високою адсорбційною здатністю навіть при нормальних температурах.
Багато реагентів впливають на зміну одних і тих же параметрів в одному напрямку, проте кількісна зміна їх неоднакова. Застосування тампонажних цементів у різних умовах зв'язано з використанням таких реагентів та мінералів:
1. прискорювачів тужавіння і твердіння тампонажних розчинів: хлоридів кальцію, натрію, калію та алюмінію, сульфатів натрію та калію, вуглекислого натрію і калію, кремнекислих натрію і калію (рідке скло), нітратів кальцію і натрію та ін.;
2. сповільнювачів тужавіння і твердіння: виннокам'янної кислоти та її солей, борної кислоти, хромпіку, гіпану, окзилу, КМЦ, КССБ, ФХЛС, ПФЛХ, гексаметафосфату і нітрофосфату та ін.;
3. пластифікаторів (реагенти, що покращують рухомість тампонажних розчинів): КССБ, етилсилікату натрію, метилсилікату натрію, нітролігніну, окзилу, синтану, гексаметафосфату і нітрофосфату, ПАР, лимонної та оцтової кислот та ін.;
4. понижувачів водовіддачі (фільтрації): гіпану, КМЦ, метилцелюлози, КССБ, бентонітової глини, метасу, поліакриламіду, модифікованого крохмалу та ін.
Зменшення густини тампонажних розчинів досягається введенням в них реагентів і матеріалів з високим газо- або повітрявмістом, легких органічних і неорганічних матеріалів або реагентів і матеріалів, здатних утримувати значну кількість води. Для цього використовують глини (краще бентонітові), крейду, трепел, матеріали типу пластмас, золу, мікробалони (скляні, керамічні, пластмасові, кварцові) та ін.
Збільшення густини тампонажних розчинів здійснюють:
— введенням важких домішок (бариту, магнетиту, гематиту та ін.);
— зниженням водоцементного відношення з одночасною обробкою розчинів реагентами пластифікаторами;
— комбінацією декількох способів, найкращим з яких є введення важких домішок з одночасним зниженням водоцементного відношення і обробкою розчину реагентом пластифікатором.
Деякі матеріали та реагенти дають можливість підвищити тріщиностійкість і корозійну стійкість тампонажного каменю, проте кількість і вибір їх визначаються умовами застосування тампонажних систем. У всіх випадках слід звертати увагу на методику випробування не тільки в лабораторіях, але і в промислових умовах.
При виборі реагенту необхідно виходити з того, що багато з них за своїм технологічним ефектом рівноцінні. Внаслідок цього при виборі реагентів необхідно враховувати їх вартість, віддаль до заводу-виготовлювача, агрегатний стан (наприклад, застосування реагентів у вигляді рідин небажане в зимовий час), умови поставки (деякі реагенти поставляються заводами тільки великими партіями).
Оптимальну кількість реагенту вибирають дослідним шляхом, причому експерименти проводять з тією тампонажною сумішшю, яка призначена для цементування даної свердловини.
32 Основні фактори, які впливають на якість цементування
1. Перелік основних факторів.
2. Коротка характеристика окремого фактора.
Якість розмежування проникних пластів шляхом цементування залежить від таких основних факторів:
а) складу тампонуючої суміші;
б) складу і властивостей тампонажного розчину і каменю;
в) способу цементування;
г) повноти заміщення промивальної рідини тампонажним розчином у заколонному просторі свердловини;
д) міцності і герметичності контакту тампонажного каменю з обсадною колоною та стінкою свердловини;
е) застосування додаткових засобів для попередження виникнення фільтрації і утворення суфозійних каналів у тампонажному розчині в період загустівання і тужавіння;
є) створення режиму спокою свердловини в період загустівання і тужавіння тампонажного розчину.
Склад тампонажної суміші необхідно вибирати відповідно до температурного режиму роботи свердловини протягом всього періоду, складу гірських порід і пластових рідин, з якими буде взаємодіяти тампонажний камінь та інших вимог. Це означає, що якщо в період цементування температура в свердловині коливається, наприклад, від мінус 5°С на усті і до плюс 50°С на вибої, а в період експлуатації може підвищуватись до 150°С, то склад тампонажної суміші повинен бути таким, щоб цементний камінь залишився міцним і практично непроникним протягом багатьох років служби при температурі 150°С, а розчин із цієї суміші тужавів і затвердівав без усадки при температурі мінус 5°С. Якщо в гірських породах і пластових рідинах, з якими буде контактувати камінь, містяться агресивні компоненти (наприклад, сірководень або хлористий магній), то тампонажний камінь повинен бути стійким проти корозії, а розчин тужавіти, незважаючи на їх наявність.
При проектуванні складу та властивостей тампонажного розчину враховують динамічну температуру в інтервалі цементування, найбільший тиск у свердловині в період цементування, пластові тиски в проникних породах, тиск гідророзриву порід, а також відносні перепади тисків між близькорозміщеними проникними пластами. Рецептуру тампонажного розчину розробляють так, щоб при максимальній динамічній температурі і найбільшому тиску термін до початку загустівання був дещо більший (на 20-30 хвилин, залежно від глибини свердловини та довжини інтервалу цементування) ніж час, необхідний для транспортування розчину в заданий інтервал.
Якість цементування суттєво залежить від ізоляційних властивостей тампонажного розчину, співвідношення густин і реологічних властивостей тампонажного розчину і промивальної рідини. Для цементування доцільно використовувати розчин з найбільш можливим коефіцієнтом тампонуючої здатності (граничне відношення тиску, при якому через цементний розчин не проходить наскрізна фільтрація рідини в період до початку тужавіння до гідростатичного).
Від міцності каменю залежить його суфозійна стійкість, тобто опір, який може чинити камінь розмиванню пластовими рідинами та їх фільтруванню через нього. При великій різниці тисків між двома суміжними проникними горизонтами дотичні напруження на стінках порових каналів в камені можуть бути досить великі і викликати руйнування каменю з низькою міцністю. Тому ділянки свердловин у зоні залягання продуктивних пластів, а також горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності необхідно цементувати розчинами, з яких формується міцний і практично непроникний цементний камінь.
При цементуванні свердловин в хемогенних відкладах солі можуть розчинятися в дисперсійному середовищі тампонажного розчину. При цьому змінюється його солевий склад, що відображається на властивостях розчину і каменю, а між каменем і стінками свердловини може утворюватись прошарок мінералізованої води. Цей прошарок служить каналом для перетоку пластових рідин. Оскільки при розчиненні хемогенної породи ступінь мінералізації тампонажного розчину біля стінок свердловини значно більший, ніж біля поверхні обсадної колони, швидкість тужавіння та твердіння у різних шарах не однакові. Внаслідок цього в тампонажному камені можуть виникнути напруження, які сприяють його руйнуванню.
Щоб попередити утворення прошарку рідини між каменем і хемогенною породою і виникнення внутрішніх напружень в камені при твердінні, необхідно щоб тампонажний розчин готували із солестійкого цементу на розсолі, який містить надлишок водорозчинних солей, що входять в склад даної породи. При підвищенні температури в період транспортування у свердловину пересичений розчин перетвориться в насичений, і хемогенна порода не буде розчинятися в ньому. Цемент повинен бути солестійким, щоб не відбувалась корозія каменю під впливом солей.
Перетоки пластових рідин через зацементований кільцевий простір можуть виникати в період загустівання і тужавіння тампонажного розчину під впливом значної різниці тисків у проникних горизонтах, розміщених на близькій відстані один від одного, або під впливом аномально підвищеного тиску в одному з таких горизонтів, оскільки суфозійна стійкість розчину невелика.
Суттєво підвищити герметичність і зменшити імовірність суфозійного руйнування кріплення можна з допомогою пакерів, які встановлюються ззовні обсадної колони. Пакери доцільно встановлювати у таких місцях:
1. поблизу башмаків тих проміжних колон, на яких встановлюють противикидне обладнання;
2. дещо вище покрівлі газоносних і нафтоносних горизонтів з аномально високими пластовими тисками, на проміжних колонах, що перекривають їх;
3. вище покрівлі газових горизонтів на експлуатаційних колонах, горизонтів з АВПТ, а також тих нафтоносних, поблизу яких є верхні проникні об'єкти;
4. нижче підошви продуктивних горизонтів у тих випадках, коли поблизу розкриті водоносні горизонти;
5. дещо вище поверхні водонафтового (газоводяного) контакту.
Повнота заміщення промивальної рідини тампонажним розчином може бути досягнута підтриманням турбулентного режиму руху розчину в кільцевому просторі при цементуванні, центруванням обсадної колони в свердловині, попередження змішування тампонажного розчину з промивальною оідиною, зняттям фільтраційної кірки зі стінки свердловини і плівки промивальної рідини з обсадної колони.
При турбулентному режимі руху в кільцевому просторі повнота заміщення промивальної рідини тампонажним розчином значно вища, ніж при інших режимах.
Висхідний потік тампонажного розчину витісняє промивальну рідину рівномірно по всьому перерізу кільцевого простору тільки в тому випадку, якщо обсадна колона розміщена концентрично і радіальні зазори між нею і стінками свердловини по цілому периметру однакові. При ексцентричному розміщенні колони у свердловині тампонажний розчин рухається тими ділянками поперечного перерізу, де радіальний зазор більший, а гідравлічний опір менший. В ділянки з малими зазорами тампонажний розчин або зовсім не заходить, або рухається по них із значно меншою швидкістю. Як результат цього в кінці цементування свердловини у звужених ділянках залишається значний об'єм невитісненої промивальної рідини.
Для концентричного розміщення колони в свердловині при спуску її обладнують центраторами. Ступінь витіснення промивальної рідини з локально розширених, а також звужених ділянок у випадку недостатнього центрування колони можна суттєво збільшити прокручуванням або осьовим переміщенням обсадної колони вверх-вниз у період цементування.
Якщо тампонажний розчин рухається безпосередньо за промивальною рідиною, то при їх перемішуванні часто утворюється високов'язка тіксотропна суміш, із-за чого значно зростають гідравлічні тиски, що діють на стінки свердловини, і повне витіснення такої суміші тампонажним розчином стає неможливим. Утворення подібних сумішей в період руху рідин всередині колони можна запобігти використанням нижньої і верхньої розділювальних пробок. При русі рідин в кільцевому просторі цю функцію може виконати спеціальна рідина, яку називають буферною. Буферна рідина не повинна створювати високов'язких сумішей як з промивальною рідиною, так і з тампонажним розчином. Як буферні розділювачі використовують як в'язкі (вода, водні розчини солей, ПАР та ін.), так і в'язкопружні (суміш водних розчинів ПАА; гексарезорцинової смоли і формаліну) рідини.
Для зменшення перемішування тампонажного розчину з промивальною рідиною при відсутності буферного розділювача, а такж тампонажного розчину з в'язкою буферною рідиною необхідно підтримувати різницю їх густин не менше 200-250 кг/м3. Тому нижня межа густини тампонажного розчину визначається за формулою:
рмрн =рпр +(200/250), (13.3)
де рпр — густина промивальної рідини, кг/
.
Зменшити перемішування в період переміщення межі розділу тампонажного розчину і промивальної рідини всередині обсадної колони можна також створенням в кільцевому просторі на усті такого протитиску, щоб тиск на цементувальній головці дещо перевищував атмосферний.
Слабкою ланкою в кріпленні є контакт між обсадною колоною і цементним кільцем. Міцність зчеплення навіть чистої нової поверхні з каменем дуже низька. У більшості випадків на зовнішній поверхні колони наявні масляні плями і плівка промивальної рідини, із-за яких міцність зчеплення суттєво знижується. Такий контакт руйнується при радіальній деформації колони, обумовленій зниженням внутрішнього тиску. В результаті відриву колони від цементного кільця між ними утвориться тонкий зазор, яким можуть фільтруватися пластові флюїди. Для підвищення міцності цього контакту інколи зовнішню поверхню труб покривають епоксидною смолою і грубозернистим кварцовим піском.
Для зменшення імовірності утворення зазору між обсадною колоною і тампонажним каменем доцільно після закінчення цементування зменшити надлишковий внутрішній тиск в колоні.
Слабкою ділянкою є також контакт між тампонажним каменем і гірськими породами. Утворенню міцного і герметичного зчеплення між ними перешкоджає фільтраційна кірка промивальної рідини, що утворюється в інтервалах залягання проникних порід, і плівка цієї рідини в інтервалах непроникних порід. Фільтраційна кірка є найс-лабшою ділянкою кріплення свердловини, так як її суфозійна стійкість значно менша, ніж тампонажного каменю. Крім того, при контракції цементного каменю кірка обезводнюється, зменшується в об'ємі і розтріскується. Тому при цементуванні необхідно видалити фільтраційну кірку і плівку або, в крайньому випадку, перетворити її в тверде тіло, яке має добре зчеплення з породами і цементним каменем. Кірку руйнують як механічним (з допомогою спеціальних дротяних скребків), так і хімічним (з допомогою спеціальних буферних рідин — розчинів деяких кислот, гідроксиду кальцію, сірчанокислого алюмінію і т.д.) способами.
Для підвищення герметичності контакту тампонажного каменю з гірськими породами і обсадною колоною доцільно використовувати розчини, що розширюються при твердінні. Найбільший ефект від використання таких розчинів може бути досягнутий при повному витісненні промивальної рідини і видаленні фільтраційної кірки.
Використовується і ряд інших технологічних операцій і технічних засобів для підвищення герметичності кріплення свердловини.
33 Ускладнення при цементуванні свердловин
1. Характеристика ускладнень при цементуванні.
2. Методи попередження ускладнень.
При цементуванні свердловин можливі такі ускладнення, як поглинання тампонажного розчину і промивальної рідини, різке підвищення тиску в період витіснення тампонажного розчину з обсадної колони, газопроявлення і перетоки через заколонний простір часткове заповнення заданого інтервалу цементування тампонажна розчином, оголення башмака колони та інше.
Поглинання тампонажного розчину може відбуватися внаслідок:
1. неправильного вибору способу і режиму цементування, густини і реологічних властивостей промивальної рідини і тампонажного розчину (без врахування тисків поглинань і гідродинамічних тисків в заколонному просторі);
2. різкого зменшення кільцевого зазору в результаті обезводнення тампонажного розчину і утворення товстих цементних кірок на проникних ділянках стінок свердловини;
3. утворення великого об'єму густої високотіксотропної суміші тампонажного розчину і промивальної рідини;
4. передчасного загустівання тампонажного розчину внаслідок неправильного вибору його рецептури або порушення заданої рецептури при приготуванні, значного його обезводнення при контакті з проникними породами.
Поглинання при цементуванні може виникнути, якщо тиск на стінки свердловини перевищить тиск розриву порід. Тому густину тампонажного розчину ртр необхідно вибирати виходячи з умови
(13.4)
де ртрн — нижня межа густини тампонажного розчину, виходячи із умови забезпечення кращого заміщення промивальної рідини гампонажним розчином і можливості контролю висоти підйому останнього, кг/м3;
ртрв — верхня межа густини тампонажного розчину виходячи із умови попередження поглинання, кг/м3.
Нижню межу густини тампонажного розчину визначають за формулою (13.3).т
Верхню межу густини визначають за формулою:
(13.5)
де рn — тиск поглинання (гідророзриву), Па;
а — коефіцієнт безпеки, береться в межах 1,1-1,3, залежно від достовірності даних про величину тиску поглинання (гідророзриву);
Hn — глибина залягання підошви поглинального горизонту, м;
— висота стовпа тампонажного розчину, розміщеного вище підошви поглинального горизонту, м.
В0=
(13.6)
де λ — коефіцієнт гідравлічних опорів при русі промивальної зідини і тампонажного розчину в кільцевому просторі, λ
0,025;
Vкn — швидкість підйому тампонажного розчину в кільцевому просторі, м/с;
Dс — діаметр свердловини (долота);
d3 — зовнішній діаметр обсадної колони, м.
Якщо умову (13.4) виконати неможливо, то необхідно вибрати іншим спосіб цементування (ступінчастий з розривом в часі або зворотний).
При значному звуженні кільцевого простору в результаті обезводнення тампонажного розчину і утворення товстої цементної кірки різко зростають гідравлічні опори в цій ділянці, і тиск на стінки свердловини нижче звуження, а також в обсадній колоні і маніфольді. Це може стати причиною гідророзриву порід або розриву обсадної колони. Щоб попередити обезводнення, необхідно зменшити водовіддачу тампонажного розчину до допустимого рівня і не допускати зупинок при протискуванні тампонажного розчину в заколон-ний простір.
Під час розробки рецептури тампонажного розчину важливо правильно вибрати умови випробування. Якщо випробування розчину проведено в умовах, що суттєво відрізняються від реальних у свердловині, то при цементуванні може початися його передчасне загустівання і обумовлене цим збільшення тиску. Може бути і явище, коли протягом тривалого часу після закінчення цементування тампонажний розчин буде залишатися тістоподібним, і через нього в міру зниження порового тиску почнуться перетоки пластових флюїдів (або під впливом від'ємних температур він замерзне, так і не перетворившись у камінь).
Ускладнення можуть виникнути і при порушенні рецептури тампонажного розчину при приготуванні його на буровій. Це має місце із-за нестабільності режиму роботи цементозмішувальних машин, тому доцільно порції розчину, що готуються різними машинами, подавати спочатку в спеціальну ємність, ретельно перемішувати в ній і, переконавшись, що властивості розчину відповідають рекомендованим для цементування даного інтервалу, закачувати його в свердловину. Звідси витікає необхідність безперервного контролю властивостей як порцій розчину, що готуються кожною машиною, так і розчину в спеціальній ємності перед закачуванням у свердловину.
Газопроявлення і перетоки пластових рідин через заколонний простір є наслідком зниження тиску на стінки свердловини в інтервалах залягання проникних горизонтів, наявності в кріпленні тріщин і зазорів, усадки тампонажного каменю і загустілої промивальної рідини.
Попередити газопроявлення і перетоки в період цементування можна дотримуванням такого співвідношення між об'ємами і густинами закачуваних у свердловину рідин (а при зворотному цементуванні — такого регулювання протитиску в обсадні колоні на усті), щоб тиск на стінки завжди був вищий від пластового. В період тужавіння тампонажного розчину в ньому має місце зниження порового тиску. Попередити газопроявлення і перетоки в цей період можна декількома способами:
— з допомогою зовнішніх пакерів на обсадних колонах, встановлених дещо вище покрівлі газового горизонту або іншого горизонту з АВПТ;
— ступінчастим цементуванням з розривом в часі із встановленням цементувальної муфти на 200-300 м вище горизонту, з якого можливі проявлення;
— підтриманням в заколонному просторі на усті свердловини надлишкового тиску в період твердіння тампонажного розчину.
Останній спосіб ефективний у тому випадку, якщо між покрівлею проявлювального горизонту і башмаком попередньої колони відсутні інші проникні об'єкти.
З метою попередження оголення башмака колони необхідно ретельно контролювати об'єм закачаної в колону протискувальної рідини і припиняти її закачування в момент посадки верхньої пробки на нижню або на зворотний клапан, а в період цементування регулювати протитиск у заколонному просторі свердловини так, щоб на цементувальній головці він завжди був дещо вищим атмосферного.
34 Заключні роботи після цементування
1. Характеристика робіт.
2. Пристрої та обладнання, які використовуються при заключних проботах після цементування.
Після закінчення цементування свердловину залишають у спокою на термін, необхідний для затвердіння тампонажного розчину і утворення каменю. Термін очікування затвердіння цементного розчину (ОЗЦ) при температурі на вибої від 20 до 75°С беруть не менше 16 годин для кондукторів і проміжних колон і не менше 24 годин для експлуатаційних колон, а при температурі вище 75°С — не менше 12 годин для всіх обсадних колон. У випадку цементування свердловин з низькими температурами (менше 20°С), зон з високими коефіцієнтами аномальності пластових тисків, а також при використанні полегшених тампонажних розчинів термін ОЗЦ збільшують.
Під час ОЗЦ колона повинна залишатися підвішеною на талевій системі. Це необхідно для здійснення контролю за величиною осьових сил, що діють у верхній частині колони. Під час ОЗЦ осьові сили можуть суттєво змінюватися внаслідок зміни температури у свердловині, зменшення порового тиску в заколонному просторі і часткового зависання каркасу тампонажного тіста на зовнішній поверхні колони. Якщо величина навантаження на талеву систему в період ОЗЦ наближається до межі, допустимої для колони або вантажопідйомності бурової установки, то його зменшують.
Під час ОЗЦ тиск в колоні і герметизованому заколонному просторі може зростати в результаті підвищення температури в свердловині. Тому тиск періодично знижують, плавно відкриваючи кран на цементувальній головці. У випадку виникнення перетоку внаслідок негерметичності кільцевого простору, в нього закачують протискувальну рідину з таким розрахунком, щоб не допустити розриву породи. В період ОЗЦ не допускається проведення робіт, пов'язаних із спуском в обсадну колону бурильних або насосно-компресорних труб.
Після спуску і цементування кондуктора після закінчення терміну ОЗЦ його повністю розвантажують на цементний камінь. Проміжні та експлуатаційні колони, якщо вони зацементовані не до устя, розтягують із силою, величина якої визначається із умови попередження поздовжнього згину та міцності колони.
Для обв'язування колон між собою і підвішування на кондуктор застосовують спеціальні колонні головки. Тип колонних головок і схеми їх монтування необхідно вибирати із врахуванням забезпечення умов постійного контролю тиску, що створюється газом в міжколонному просторі, і проведення ремонтних робіт по ліквідації виникаючих проявлень.
Секції колонної головки встановлюються на усті свердловини послідовно, у міру спуску і цементування обсадних колон. При цьому кожну секцію колонної головки необхідно підбирати із врахуванням максимального пластового тиску, очікуваного при бурінні під наступну обсадну колону.
Застосовують колонні головки муфтового (ГКМ), клинового (ГКК) та сальникового (ГКС) типів.
Перш, ніж відновити бурові роботи в свердловині або передати її для дослідження, перевіряють якість цементування: визначають висоту підйому тампонажного розчину, повноту заміщення промивальної рідини тампонажним розчином, щільність контактів тампонажного каменю з обсадною колоною і стінкою свердловини, герметичність кільцевого простору між проміжною колоною (кондуктором) і стінками свердловини.
У свердловинах з невисокою температурою, зацементованих портландцементними розчинами, положення верхньої границі тампонажного розчину можна визначити з допомогою глибинного електротермометра. Для цього в свердловину не пізніше, ніж через одну добу після закінчення цементування спускають на кабелі електротермометр і записують криву зміни температури з глибиною. При переході від ділянки, заповненої промивальною рідиною, до зацементованої ділянки температура стрибкоподібно зросте внаслідок нагріву свердловини за рахунок тепла, що виділяється при гідратації цементу. У свердловинах з високою температурою або зацементованих полегшеними цементними розчинами цей спосіб не дає надійних результатів.
Для визначення глибини верхньої границі тампонажного каменю і наявності щільного контакту між тампонажним каменем, обсадною колоною і стінками свердловини широко застосовують спосіб акустичної цементометрії (АКЦ). При АКЦ вимірюють амплітуди звукових хвиль, що поширюються від спущеного в свердловину акустичного генератора по обсадній колоні і в гірських породах. Амплітуда коливань, що поширюються по колоні, оточеній промивальною рідиною, значно більша, ніж амплітуда на тій ділянці, де вона щільно притиснута до каменю, а амплітуда сигналу, що пройшов по гірських породах, тим більша, чим щільніші контакти між колоною, каменем і стінками свердловини.
Цей спосіб дозволяє з достатньою вірогідністю визначити глибину покрівлі каменю, якщо густина промивальної рідини менша від густини тампонажного розчину не менше, ніж на 200 кг/м3. Криву АКЦ перший раз необхідно реєструвати до заміни протискувальної рідини в колоні рідиною меншої густини і до опресування колони. Якщо записати криву АКЦ повторно після зменшення тиску в колоні, то за зміною амплітуди можна виявити ті ділянки, на яких контакт між колоною і тампонажним каменем відсутній.
Якщо різниця між густинами тампонажного розчину і промивальної рідини мала, то положення покрівлі тампонажного каменю можна визначити з допомогою лічильника гамма випромінювання. Для цього під час цементування першу порцію тампонажного розчину необхідно готувати на воді, активізованій ізотопом з коротким періодом піврозпаду. Тоді лічильник, що переміщується вздовж осі свердловини, зареєструє підвищену інтенсивність випромінювання на ділянці заколонного простору, заповненій цією порцією.
Герметичність обсадної колони перевіряють опресуванням. Попередньо в експлуатаційній колоні, а також в тих проміжних колонах і кондукторах, які обладнуються противикидними устаткуваннями, уточнюють положення цементного стакана. Якщо висота його велика, то надлишкову частину стакана до посадкового місця розділювальної пробки розбурюють. Для перевірки герметичності експлуатаційної колони протискувальну рідину заміняють на воду і на усті створюють надлишковий тиск, величина якого на 10% перевищує найбільший очікуваний тиск на усті в період освоєння або експлуатації, але не менший значень, наведених у табл. 32.5.
Колону вважають герметичною, якщо після заміни протискувальної рідини на воду не виникають переливи останньої і виділення газу на усті і якщо в період витримки колони під тиском зниження останнього протягом ЗО хвилин не перевищує 0,5 МПа при тиску опресування більше 7 МПа і 0,3 МПа при тиску опресування меншому або рівному 7 МПа. Контроль за зміною тиску починають через 5 хв. після створення заданого тиску опресування.
Герметичність експлуатаційних колон у всіх розвідувальних свердловинах, а також в тих експлуатаційних свердловинах, в яких в період випробування або експлуатації тиск на усті суттєво не перевищує атмосферний, додатково перевіряють зниженням рівня води в колоні на 40-50 м нижче того, при якому передбачають викликати приплив із пласта в період випробування. Глибина зниження рівня не повинна перевищувати тієї величини, при якій зовнішній надлишковий тиск може викликати зім'яття найменш міцної секції колони. Згідно діючої інструкції з випробування свердловин на герметичність, глибина зниження рівня повинна бути не менша значень, наведених у табл. 13,1.
Таблиця 13.1
| Глибина свердловини, м | 500-1000 | 1000-1500 | 1500-2000 | ||
| Глибина зниження рівня, м, не менше |
Якщо до цементування свердловина була заповнена промивальною рідиною густиною більше 1400 кг/м , то достатньо замінити цю рідину водою. Колону признають герметичною, якщо за 8 годин спостереження рівень рідини в ній підніметься не більше 0,5-2 м залежно від діаметра колони і величини зниження рівня при випробуванні.
Якщо колона спущена кількома секціями, то спочатку перевіряють герметичність опресуванням верхньої, потім двох верхніх секцій, потім трьох і т.д. Якщо одна з секцій негерметична, то насамперед ліквідовують знайдені в ній дефекти, повторно опресовують і, переконавшись у її герметичності, перевіряють наступну секцію.
У газових свердловинах герметичність устєвої частини експлуатаційної колони додатково перевіряють опресуванням повітрям (газом). Для цього в обсадну колону спускають насосно-компресорні труби, міжколонний простір герметизують з допомогою превентора або фонтанної арматури, відновлюють зворотне промивання водою, в яку одночасно компресором подають повітря. Після того як тиск нагнітання досягне максимуму для даного компресора (8-16 МПа), закривають засувки міжколонного простору, а в насосно-компресорні труби насосом закачують воду до тих пір, поки тиск стиснутого повітря в міжколонному просторі не досягне заданої величини. Якщо за 30 хв. спокою зниження тиску не перевищить вказаної вище величини, то колону вважають герметичною.
Якщо на кондукторі або проміжній колоні повинно бути встановлене противикидне обладнання, а башмак колони знаходиться в непроникній породі, то опресуванням перевіряють також герметичність зацементованого кільцевого простору. Перед опресуванням свердловину заглиблюють на 1 -2 м, потім в нижню частину колони через бурильні труби закачують порцію води, герметизують міжколонний простір і на усті створюють надлишковий тиск з таким розрахунком, щоб тиск на рівні башмака колони на 5% перевищуваї найбільший тиск, який може виникнути у випадку газонафтоводопроявення, але був менший ніж тиск розриву порід.
Якщо колона або заколонний простір негерметичні, то уточнюють місце витоків, ліквідовують дефекти і після ремонту проводять повторне опресування.
35 Основи технології ремонтно – випадкового цементування
1. Мета ремонтно – виправного цементування.
2. Ремонтне цементування із зйомним пакером.
3. Ремонтне цементування з незйомним пакером.
4. Ремонтне цементування без пакера.
Ремонтне-виправне цементування проводять з метою:
1. ізоляції тріщин і каналів у тампонажному камені, якими пластовий флюїд може перетікати з одного горизонту в інший або в атмосферу;
2. ізоляції ділянок заколонного простору, які не були заповнені тампонажним розчином при первинному цементуванні або в яких тампонажний камінь зруйнований в результаті корозії;
3. ізоляції негерметичностей в обсадній колоні;
4. створення розмежувальних екранів між продуктивним і водоносним горизонтом.
До початку ремонтно-виправного цементування необхідно визначити місце дефекту і напрямок руху рідини в ньому, очистити негерметичні ділянки і оцінити можливу інтенсивність циркуляції через них.
Існує декілька способів визначення місця дефекту, але найпоширенішими є такі два способи. При одному з них колону бурильних труб з паркером на нижньому кінці опускають до середини довжини обсадної колони, запакеровують міжтрубний простір і закривають превентор. Всередину колони труб закачують воду, створюють надлишковий тиск і протягом 0,5-1 години стежать за зміною тисків на усті в трубах і затрубному просторі. Якщо тиск залишається практично незмінним, вважають нижню ділянку обсадної колони герметичною. Після цього знижують тиск, звільняють пакер, піднімають бурильні труби до середини верхньої ділянки, знову запакеровують міжтрубний простір і операцію повторюють. Якщо опресувальний тиск у трубах падає, а в міжтрубному просторі не змінюється, то вважають, що дефектна ділянка розміщена в інтервалі між попереднім і даним місцями встановлення пакера. Цей інтервал ділять на дві рівні половини, пакер встановлюють в середині інтервалу і опресовують підпакерний простір. Операції по опресуванні повторюють до тих пір, поки довжина інтервалу пошуку дефектів у колоні не скоротиться до 10-20 м. Після цього проводять ізоляційні роботи.
Найефективнішим способом виявлення негерметичностей різьбових з'єднань є опресування повітрям. В обсадну колону, герметичність з'єднань якої необхідно перевірити, опускають колону НКТ.
Після герметизації устя свердловину промивають чистою водою. В кільцевий простір між обсадною колоною і НКТ компресором закачують повітря і знижують рівень води на 50-100 м, витісняючи її по НКТ в мірник. Потім закривають кран на верхньому кінці НКТ, компресором піднімають тиск повітря до 12-16 МПа і протягом 0,5-1 години спостерігають за показами манометрів у міжтрубному і заколонному просторі. Якщо тиск залишається незмінним, різьбові з'єднання у верхній ділянці герметичні. Відкривають кран на НКТ, знижують рівень води ще на 50-100 м, закривають кран, знову збільшують тиск повітря до 12-16 МПа і стежать за показами манометрів. Якщо при черговому опресуванні тиск у заколонному просторі зростає, дефектні місця в колоні знаходяться між двома останніми глибинами рівнів води в міжколонному просторі. Якщо інтенсивність зростання тиску мала, то знижують рівень води ще на 50-100 м і опресування повторюють. Збільшення інтенсивності зростання тиску в заколонному просторі свідчить про негерметичність різьбових з'єднань в новому інтервалі.
У більшості випадків негерметичність в обсадних колонах і дефекти в тампонажному камені ліквідовують при ремонтному цементуванні. Ремонтне цементування зв'язане з необхідністю створення високого тиску в період нагнітання тампонажного розчину в канали дефектної ділянки і підтримання такого тиску в період твердіння розчину. Існує декілька способів ремонтного цементування. Розглянемо деякі з них.
Перед початком ремонтного цементування заколонного простору в обсадній колоні на ділянці довжиною 1-2 м прострілюють перфоратором декілька десятків отворів. Якщо перетікання спрямоване знизу-вверх, то цю ділянку вибирають навпроти непроникної породи вище горизонту, з якого перетікає пластова рідина. Якщо перетікання відбувається зверху вниз, то ділянку для прострілу отворів вибирають навпроти непроникної породи нижче підошви горизонту, з якого витікає рідина. Якщо експлуатаційна колона раніше була перфорована проти продуктивного пласта і в нього поступає рідина з вищезалягаючого горизонту, то до початку ремонтний робіт свердловину затискують, заповнюючи її промивальною рідиною необхідної густини, а перфоровану ділянку заповнюють піском. Вище встановлюють цементний міст і тільки після цього у вибраній ділянці прострілюють отвори.
Ремонтне цементування заколонного простору проводять або з використанням пакера на нижньому кінці колони НКТ, або без пакера.
Ремонтне цементування із зйомним пакером. Якщо метою ремонтного цементування є ізоляція негерметичностей у заколонному просторі, то до перфорації обсадної колони напроти експлуатаційного об'єкта в останню спускають НКТ з пакером на нижньому кінці і, після перфорації і попереднього очищення каналів у дефектній ділянці викликом припливу пластової рідини, герметизують пакером простір дещо вище верхніх отворів, прострілених у колоні. Після ретельного промивання каналів у дефектній ділянці водою, в НКТ закачують необхідний об'єм тампонажного розчину з низькою водовіддачею і витісняють більшу його частину в заколонний простір. Потім пакер звільняють, піднімають НКТ на 15-20 м, способом зворотної циркуляції ретельно промивають свердловину і залишають на час твердіння тампонажного розчину з закритим устям.
Якщо ремонтне цементування проводять з метою ліквідації припливу з нижнього горизонту в експлуатаційний продуктивний пласт, то пакером герметизують простір між експлуатаційним фільтром і отворами, простріленими над водоносним об'єктом. Після пакеруання в НКТ нагнітають воду, яка через отвори в обсадній колоні нижче пакера виходить в заколонний простір, піднімається каналами в камені до продуктивного пласта і через експлуатаційний фільтр витікає в міжтрубний простір.
Після ретельного промивання каналів в камені в колону НКТ закачують розрахунковий об'єм тампонажного розчину, достатній для заповнення каналів в дефектній ділянці, і більшу частину його протискують у заколонний простір. Потім звільнюють пакер, піднімають його дещо вище експлуатаційного фільтра, промивають свердловину способом зворотної циркуляції і закривають устя на час твердіння тампонажного розчину. Після затвердіння розчину піднімають труби з пакером, розбурюють тампонажний камінь в колоні і
перевіряють якість ізоляції заколонного простору та герметичність колони.
Ремонтне цементування з незйомним пакером. Операція відрізняється від розглянутої вище тим, що після витіснення тампонажного розчину через перфораційні отвори в заколонний простір пакерування не порушують, а колону НКТ обертанням вправо від'єднують від пакера, піднімають і після ретельного промивання свердловини способом зворотної циркуляції піднімають на поверхню. Для цього використовують спеціальний пакер із зворотним кульовим клапаном. Після затвердіння тампонажного розчину пакер і цементний стакан в обсадній колоні розбурюють. І
Ремонтне цементування без пакера. В експлуатаційну колону до нижніх отворів (або на 5-7 м нижче) спускають колону НЮГ. На верхній кінець цієї колони нагвинчують цементувальну головку з манометрами, а міжколонний простір герметизують превенторбм. В НКТ закачують воду, промивають свердловину, а потім, закривши кран на викиді превентора, нагнітають воду через отвори, простріляні в обсадній колоні, в заколонний простір і ретельно промивають тріщини і канали в цементному камені з реєстрацією швидкості нагнітання води і тиску на усті.
Потім в колону НКТ при відкритому крані на викидній лінії превентора закачують розрахунковий об'єм тампонажного розчину. При цьому швидкість виходу рідини із міжколонного простору регулюють так, щоб надлишковий тиск на цементувальній головці не падав нижче 0,2-0,5 МПа. Як тільки нижня границя тампонажного розчину підійде на 100-150 м до нижнього кінця НКТ, кран на викиді превентора закривають, а тампонажний розчин через отвори в обсадній колоні витісняють в заколонний простір. При витісненні тампонажного розчину тиск на цементувальній головці швидко зростає. У міру росту тиску швидкість закачування протискувальної рідини в НКТ зменшують так, щоб тиск не перевищував допустимого для обсадної колони. Процес витіснення припиняють, як тільки верхня границя тампонажного розчину наблизиться на 100-150 м до нижнього кінця НКТ або коли тиск підніметься до гранично допустимого для обсадної колони. Після цього НКТ піднімають так, щоб ниж-ній кінець їх опинився на 10-15 м вище верхніх отворів в обсадиш колоні і способом зворотної циркуляції вимивають із свердловини зайвий об'єм тампонажного розчину. Після затвердіння тампонажного розчину розбурюють цементний стакан в обсадній колоні і перевіряють її герметичність.
При всіх різновидах ремонтного цементування тиск в інтервалі перфорації повинен бути менший тиску розриву навколишніх порід. Часто в період твердіння тиск в обсадній колоні підтримують близьким до тиску в кінці протискування тампонажного розчину.
Негерметичність обсадних колон ліквідовують такими методами:
1. тампонування негерметичності різьбових з'єднань;
2. закріплення негерметичних різьбових з'єднань; З заміна дефектної частини обсадної колони;
4. спуск додаткової колони;
5. перекриття дефекту тонкостінними металевими пластирями таін.
Одним з найпоширеніших методів ліквідації негерметичності різьбових з'єднань є спосіб ковзаючого тампона. Нижній кінець НКТ встановлюють дещо нижче границі негерметичної ділянки обсадної колони і в НКТ послідовно закачують порцію дизельного палива в об'ємі, що займає 100 м міжтрубного простору, порцію розчину гідрофобного тампонажного матеріалу (ГТМ-3 із затверджувачем), другу порцію дизельного палива в об'ємі, що займає в трубах висоту 100 м, а потім протискувальну рідину (воду). Об'єм порції розчину ГТМ-3 вибирають так, щоб він зайняв висоту 150-200 м в міжтрубному просторі. Як тільки розчин ГТМ-3 вийде із НКТ в міжтрубний простір, устя останнього герметизують, а в колоні НКТ протягом 0,5-1 години підтримують на усті тиск опресування. Потім тиск знижують, порцію розчину переміщають вище на 120-150 м, закривають міжтрубний простір і знову в НКТ створюють тиск опресування. Такі операції продовжують до тих пір, поки порція ГТМ-3 не стане вище дефектної ділянки. Після цього колону промивають до повного витіснення ГТМ-3.
36 Основи технології встановлення цементних мостів
1. Характиристика поняття мост.
2. Мета встановлення мостів.
3. Способи встановлення мостів.
Мостом називається штучна споруда, що ізолює нижню ділянку свердловини від верхньої. Мости можуть бути гумові, пластмасові, металеві, цементні та з інших матеріалів, що розбурюються. їх встановлюють як у відкритому стволі, так і всередині обсадної колони.
Мости встановлюються з метою створення в свердловині стійкого водогазонафтонепроникного цементного стакана необхідної міцності для:
а) тимчасового або постійного розмежування проникних горизонтів, сполучених з внутрішньою порожниною колони один від одного або від денної поверхні;
б) створення штучного вибою для упору пластовипробувача при випробуванні перспективного горизонту;
в) забурювання нового ствола;
г) ліквідації поглинань і проявлень;
д) укріплення нестійкої кавернозної частини ствола;
е) консервації або ліквідації свердловини.
До цементних мостів ставлять певні вимоги щодо довговічності, герметичності, міцності, несучої здатності, а також висоти і глибини розміщення.
Несуча здатність цементних мостів залежить від їх висоти, товщини шару промивальної рідини на колоні і фільтраційної кірки на стінках свердловини. При видаленні пухкої частини глинистої кірки достатньою є висота моста 25-30 м, а при її наявності вона збільшується до 250 м.
Герметичність моста залежить від висоти і стану поверхні контакту, оскільки тиск, при якому відбувається прорив фільтра, прямо - пропорціональний довжині моста і обернено-пропорціональний товщині кірки.
У вітчизняній і зарубіжній практиці застосовують різні способи встановлення мостів.
1. Розміщення тампонажного розчину в інтервалі встановлення моста при зрівноваженості його стовпів у заливній колоні і кільцевому просторі (балансовий спосіб).
2. Закачування тампонажного розчину через заливну колону з використанням двох розділювальних пробок.
3. Встановлення цементного моста під тиском (на поглинання).
4. Встановлення цементного моста в обсадженій свердловині з допомогою розділювального пакера і цементувальної жолонки та інші.
При балансовому способі заливну колону спускають до глибини, що відповідає підошві моста. Після промивання свердловини закачують тампонажний розчин з підйомом його в кільцевому просторі до розрахункової висоти, при якій гідростатичні тиски стовпів тампонажного розчину в трубах і затрубному просторі зрівноважуються. Потім піднімають заливну колону до покрівлі моста і прямою чи зворотною циркуляцією видаляють із свердловини надлишок тампонажного розчину.
Спосіб встановлення моста з допомогою двох розді