Осложнения при цементировании скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина

Кафедра Бурения нефтяных и газовых скважин

Реферат

по дисциплине «Осложнения и аварии в бурении»

на тему: «Осложнения при цементировании скважин»

Работу выполнил:

Часовских В.Р.

Проверил:

Костюченко А.Н.

2017 год



Оглавление

Введение

1. Осложнения при цементировании скважин

2. Поглощения

3. Перетоки пластовых флюидов через заколонное пространство

4. Предупреждение загустевания смесей буровых и тампонажных растворов при цементировании

5. Повышение осевых нагрузок на обсадные колонны в период цементирования

Заключение

Список литературы и информационных источников



Введение

Крепь скважины представляет собой обсадную колонну и сформированный вокруг нее цементный камень. Низкое качество крепи приводит к возникновению межколонных и заколонных перетоков газа, нефти, воды при работе скважин. Межколонные и заколонные перетоки флюидов способствуют осложнению работы скважин при добыче нефти и газа и являются главными факторами снижения отборов газа и нефти, вызывают экологические проблемы при разработке газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений. Неудовлетворительное качество крепления обсадных колонн является одной из основных причин возникновения нефтегазовых выбросов, приводящих к серьезным авариям. В свою очередь, некачественное цементирования обсадной колонны может возникнуть в результате осложнений, возникающих в процессе цементирования скважины. Целью реферата будет изучение возможных осложнений, возникающих при цементировании, а также способов их предупреждений.

Поглощения и флюидоперетоки являются одними из основных осложнений, возникающих при цементировании скважины. Например, по статистике, ежегодные затраты времени на ликвидацию поглощений по предприятиям нефтяной и газовой промышленности составляют около 600-700 тысяч часов. Однако нужно принять во внимание, что временные затраты сильно увеличиваются, если учесть, что из-за поглощений цементного раствора не обеспечивается проектная высота подъема цементного раствора, что в свою очередь приводит к необходимости проводить ремонтные работы; при освоении скважины (первичном и после капитального ремонта) происходит снижение проницаемости продуктивных пластов и тд. Поэтому к вопросу предупреждения осложнений, возникающих при цементировании, необходимо подходить крайне серьезно.



1. Осложнения при цементировании скважин

Тампонажный раствор- это гетерогенная полидисперсная система, которая через некоторое время может переходить из вязко-пластичного состояния в твердое. Дисперсная фаза представлена тампонажным цементом, который состоит из вяжущего вещества и минеральных добавок.

Дисперсионная среда или жидкость затворения чаще всего представлена водой, иногда может быть представлена минерализованной водой и УВ жидкостями. Жидкость затворения в растворенном виде может содержать химические реагенты, которые необходимы для того, чтобы регулировать необходимые свойства цементного раствора и цементного камня.

При цементировании скважин возможно несколько видов аварий:

1) поглощение растворов (тампонажного и бурового);

2) резкое увеличение давления в период вытеснения цементного раствора из обсадной колонны;

3) флюидоперетоки через заколонное пространтсво (чаще всего в период схватывания и твердения цементного раствора);

4) неполное заполнение нужного интервала заколонного пространства цементным раствором;

5) повышенные осевые нагрузки в период цементирования.

Все вышеизложенные осложнения приводят к потере финансовых, материальных и временных ресурсов. Но при правильном подходе к цементированию скважины, при соблюдении всех необходимых условий, можно избежать осложнений.

2. Поглощения

Поглощением называется уход тампонажного либо бурового раствора в пласт. Поглощение происходит в результате превышения давления столба жидкости над пластовым давлением Рст>Рпл, приводящее к движению жидкости в пласт. Может быть несколько причин высокого давления при цементировании:

ь неправильный подбор плотности цементного раствора без учета индексов давлений поглощения, гидродинамических давлений (или потерь на трение), возникающих при движении в КП и высоты интервала цементирования;

ь неправильный выбор способа и режима цементирования, без учета факторов, изложенных выше; гидродинамическое давление, в особенности при турбулентном режиме течения, увеличивается с ростом скорости; при неправильном выборе расхода на насосах, суммарное давление в КП может превысить давление поглощения в наиболее слабых породах;

ь обезвоживание цементного раствора в интервале с проницаемыми породами;

ь одностороннее продвижение тампонажного раствора по широкой части поперечного сечения КП;

ь образование так называемых “пробок”, в результате смешения промывочной жидкости с тампонажным раствором и буферной жидкостью;

ь преждевременное загустевание и схватывание тампонажного раствора из-за неправильно подобранного состава, нарушения заданной рецептуры при приготовлении, значительного увеличения срока цементирования по сравнению с расчетным или сильного обезвоживания цементного раствора при контакте с проницаемыми породами.

В процессе цементирования давление в КП всегда должно быть выше пластовых давлений. Под влиянием разности этих давлений неизбежно отфильтровывание части свободной воды из цементного раствора в проницаемые породы. Такое обезвоживание не представляет опасности только в том случае, если раствор находится в непрерывном движении, а на стенках скважины имеется малопроницаемая фильтрационная корка, образованная частицами твердой фазы промывочной жидкости. Если же эта корка на каком-либо участке скважины отсутствует, из тампонажного раствора будет отфильтровываться свободная вода, а на стенках скважины образуется цементная корка. Чем больше скорость течения, тем меньше толщина корки, особенно при турбулентном режиме течения.

Рисунок 1- вероятные интервалы поглощений

В случае, если движение раствора хотя бы кратковременно приостанавливается в интервале проницаемых пород, из цемента в краткий срок может отфильтроваться часть воды, что приведет к потере его подвижности. При восстановлении циркуляции на таких участках с толстой возникают весьма большие местные гидравлические сопротивления. Для проталкивания раствора нередко нужно настолько повысить давление, что могут быть разорваны породы в интервале между башмаком колонны и участком с обезвоженным цементом либо обсадные трубы.

Так же нужно принять во внимание тот факт, что при подборе, а в дальнейшем и при приготовлении цементного раствора нужно правильно учитывать температуру и давление в конкретном интервале, в котором нужно произвести цементирование. Если свойства раствора определены существенно в других условиях, то при цементировании скважины свойства цемента под воздействием высоких температур и давления могут измениться, что в свою очередь может привести к преждевременному загустеванию раствора, а значит и к повышению давления.

Поглощения также могут быть следствием нарушения рецептуры раствора и технологии его приготовления на буровой: значительное уменьшение водосодержания в порциях раствора, закачиваемых в скважину, может быть причиной ранней потери подвижности, а также его преждевременного загустевания; в свою очередь значительное увеличение водосодержания может привести к резкому ухудшению седиментационной устойчивости, возникновения суффозионных каналов и т. п. Зачастую, в приготовлении тампонажного раствора на буровой одновременно участвуют несколько смесительных машин. Целесообразно порции раствора, приготовляемые разными машинами, направлять сначала в общую осреднительную емкость достаточно большого объема, тщательно перемешивать в ней и после проверки соответствия свойств раствора рекомендованным для цементирования данного интервала, закачивать его в скважину. Отсюда следует, что нужно непрерывно контролировать свойства как порций раствора, приготовляемого каждой смесительной машиной, так и раствора, полученного после тщательного перемешивания в осреднительной емкости, и оперативно управлять режимом работы машин с целью быстрого регулирования состава приготовляемого раствора и доведения свойств его до рекомендованных значений. Такой контроль и управление можно осуществлять, например, с помощью станций контроля цементирования (СКЦ).

Оценка степени поглощения раствора

Отфильтровывание жидкости из раствора Размещено на http://www.allbest.ru/

(<3 м3/час);

Частичное поглощение раствора (>3 м3/час)Размещено на http://www.allbest.ru/

;

Серьезное поглощение (>30 м3/час)Размещено на http://www.allbest.ru/

;

Полное поглощение - без выхода раствора на поверхностьРазмещено на http://www.allbest.ru/

.

Давление тампонажного раствора на стенки скважины зависит от параметров раствора, а именно плотности, вязкости, ДНС, водоцементного отношения. Основываясь на этих свойствах, можно провести параллель тампонажного раствора с буровым раствором. На этапе гидратации и структурообразование данные растворы можно отнести к вязкопластическим жидкостям(ВПЖ) и как раз на данном этапе тампонажный раствор и может уходить в пласт, так как на этапе схватывания он уже набирает структура и начинается процесс твердения (рис. 2).

Рисунок 2- процесс твердения тампонажного раствора

Таким образом, дальнейшие методики по предотвращению поглощений тампонажного раствора будут основаны на том, что в момент прокачки, его свойства и реология схожи со свойствами бурового раствора.

Своевременное предотвращение поглощений тампонажного раствора подразумевает:

1) регулирование плотности раствора;

2) правильную скорость спуска обсадных колон.

3) определение оптимального зазора между обсадными трубами и стенкой скважины;

4) подбор качественного цемента;

5) регулирование реологических свойств;

6) упрочнение ствола скважины;

Регулирование плотности цементного раствора.

Необходимую плотность тампонажного раствора определяют исходя из геологических характеристик пород, слагающих разрез скважины, по условию недопущения гидроразрыва или поглощения раствора в слабые пласты.

,

Где давление в скважине напротив слабого пласта, Мпа;

гидростатическое давление столба жидкости в скважине напротив слабого пласта, Мпа;

гидродинамические потери в скважине, Мпа;

давление поглощения(гидроразрыва) слабого пласта скважины.

Откуда плотности цементного раствора:

,

Где глубина, на которой находится слабый пласт, м;

Используя данную формулу определяют необходимую плотность тампонажного раствора. Что касается добавок и других требований к цементному раствору, о них речь будет идти ниже.

Скорость спуска обсадных колонн

Чем выше скорость спуска обсадной колонны, тем выше будет создаваться давление на забой и на стенки скважины вытесняемым буровым раствором, другими словами, происходит увеличение гидростатического давления. Очень часто, при высокой скорости спуска обсадных колонн может происходить гидроразрыв и поглощение тампонажного раствора. Поэтому по правилам промышленной нефтяной и газовой промышленности спуск обсадной колонны необходимо производить со скоростью 0,5 м/с (ТУ-38-101332-73).

Определение оптимального зазора между обсадными трубами и стенкой скважины

Определение оптимального зазора подразумевает определение и возможное уменьшение сопротивления движения цементного раствора по трубному и затрубному пространству. Если представить это в общем виде, то обратимся к рисунку 3.

Рисунок 3- схематическая зависимость давления в КП от Dзатр.

В свою же очередь диаметр КП влияет на значение чисел Рейнольдса, который прямо пропорционален потерям на трение. Значение потерь на трение влияет на давление в КП. При превышении определенной границы давления, возможны поглощения тампонажного раствора.

Регулирование реологии тампонажного раствора

Т.к. на данный момент все сложнее и сложнее становятся условия, в которых бурятся скважины, это вызывает необходимость целенаправленного регулирования свойств цементных растворов путем добавления в них химических реагентов.

К параметрам цементных растворов, которые зачастую требуют регулировки, относят: время загустевания или сроки схватывания, реологические свойства, седиметнационную устойчивость, а также прочность, проницаемость и адгезию к горным породам и обсадным колоннам (для цементного камня).

Зачастую, реагенты и материалы, которые вводят в тампонажные системы, влияют одновременно на несколько параметров. Необходимо, чтобы реологические свойства: ДНС, вязкость оставались постоянными, т.к. раствор прокачивается при определенном напоре и давлении, при повышении которых возможны осложнения.

Способы ликвидации поглощений

Прежде всего, для того, чтобы ликвидировать поглощение, нужно установить его интенсивность.

К способам ликвидации поглощений относят следующие:

а) При снижении плотности тампонажного будет уменьшаться гидростатическое и гидродинамическое давление, следовательно, интенсивность поглощения так же уменьшиться. Снижение плотности раствора достигается насыщением его воздухом (аэрацией) повышением В/Ц, а также вводом облегчающих добавок;

б) Применение специальных наполнителей. Наполнители предназначены для закупоривания пор и трещин, по которым в пласт перетекает жидкость. Действие наполнителя сводится к образованию в трещинах и порах пласта за счёт заклинивающего действия пробок (тампонов), которые с течением времени разрастаются и в процессе фильтрации раствора под действием перепада давления уплотняются.

Возможно применение следующих однотипных наполнителей: отработанный силикагель, древесные опилки, кордное волокно, гравий, щебень, дробленый известняк, древесная стружка, слюда, целлюлоза.

Характерными композиционными наполнителями являются: НДГ (дробленая резина в смеси с кордным волокном), ПУН (частицы резины различной формы), НТП (частицы прорезиненной ткани листообразной формы с резиновой крошкой) и др.

в) Применение цементных суспензий:

Цементные суспензии являются альтернативным решением для перекрытия зон поглощений. Композиции цементных суспензий могут быть различны, но во всех случаях нужно особое внимание уделять плотности, времени схватывания, фильтратоотдаче растворов

Заполняющие цементные суспензии с повышенными тиксотропными свойствами применяют для перекрытия больших зон поглощения. Основными свойствами таких растворов являются:

Ш Низкая плотность;

Ш Высокое статическое напряжение сдвига;

Ш Высокая прочность на сжатие.

Примером таких суспензий могут служить:

· Пеноцементы;

· LITEFIL.

3. Перетоки пластовых флюидов через заколонное пространство

Перетоки пластовых флюидов возникают из-за некачественного цементирования заколонного пространства и приводят к следующим последствиям: буровой тампонажный цементирование скважина

1. Неконтролируемый выход флюида на поверхность:

1.1. Опасность для людей;

1.2. Потеря оборудования;

1.3. Ущерб окружающей среде;

1.4. Снижение добычи.

2. Влияние на конструкцию скважины:

2.1. Давление в затрубном пространстве на устье;

2.2. Загрязнение водоносных и проницаемых пластов;

2.3. Разрушение крепи скважины.

Рисунок 4- последствия перетоков



Причины возникновения перетоков:

§ Переток пластовых флюидов в цементный раствор в результате перепада давлений;

§ Миграция флюидов по корке бурового раствора;

§ Образование водяных поясов в результате седиментационной неустойчивости цементного раствора;

§ Обезвоживание цементного раствора в результате фильтрации цементного раствора;

§ Высокая проницаемость цементного раствора;

§ Сильная усадка;

§ Усталостное разрушение цемента;

§ Некачественное сцепление на границах разделов.

Предотвратить газопроявления и перетоки в период цементирования можно, если соблюдать правильное соотношение между плотностями и объемами жидкостей, закачиваемых в заколонное пространство. В период же схватывания и твердения тампонажного раствора снижение перового давления в нем неизбежно при любом составе раствора. Против проницаемых пластов оно снижается до пластового в течение нескольких часов, если на стенках скважины имеется фильтрационная глинистая корка, и при отсутствии корки давление растет еще быстрее. К примеру, при цементировании неглубоких скважин в Татарии и в Краснодарском крае поровое давление снижалось практически до пластового в течение 5--10 ч. Один из наиболее эффективных способов предотвращения осложнений при цементировании и в последующий период -- применение разделительных пакеров на обсадной колонне. Такие пакеры, необходимые для предотвращения газопроявлений и перетоков, должны устанавливаться выше кровли горизонта с повышенным коэффициентом аномальности, а также между горизонтами с относительным перепадом пластовых давлений, сильно отличающимся от единицы. Пакеры расширяются в радиальном направлении и плотно прижимаются к стенкам скважины под воздействием механического или гидравлического усилия, прикладываемого к ним сразу же после окончания цементирования.

Обобщив вышеизложенное, можно сказать, что для недопущения газопроявлений и перетоков необходимо соблюдать следующие условия:

Ш Эффективно вытеснять буровой раствор;

Ш Разрабатывать и применять соответствующую рецептуру цементного раствора;

Ш Контролировать параметры цементного раствора (в частности: плотность);

Ш Контролировать скорость гидратации цемента;

Ш Контролировать время схватывания цемента, а также механические свойства структуры.

Причинами неполного заполнения заданного интервала заколонного пространства тампонажным раствором могут быть ошибки в определении объема этого пространства при планировании операции, ошибки в измерении объема раствора, фактически закачанного в скважину, поглощение раствора. Необходимый для цементирования объем цементного раствора для цементирования заданного интервала рассчитывают по среднему диаметру скважины, который определяют по кавернограмме, записанной перед спуском колонны. Одной из возможных ошибок в определении объема цементного раствора, фактически закачанного в скважину, является неправильный учет его сжимаемости, особенно в тех случаях, когда для обработки используют реагенты, способствующие вспениванию раствора (например, лигносульфонаты). Наиболее надежные данные можно получить с помощью расходомера и сумматора, установленных на станции СКЦ. При отсутствии таких приборов коэффициент сжимаемости раствора необходимо оценить с помощью лабораторных приборов. При спуске в скважину колонны, оборудованной скребками, турбулизаторами, центраторами и манжетами, вокруг этих элементов могут образовываться небольшие сальники из частиц содранной глинистой корки. Такие сальники повышают гидравлическое сопротивление КП и, следовательно, благоприятствуют возникновению поглощений. Во избежание этого необходимого чаще делать промежуточные промывки и удалять из скважины скопившиеся кусочки содранной корки.

Рисунок 5- некачественное сцепление со стенками

Для качественного вытеснения бурового раствора нужно:

1) Центрировать обсадную колонну относительно стенок скважины;

2) Поддерживать интенсивную циркуляцию бурового раствора перед цементированием для обеспечения стабильной низкой вязкости и выравнивания плотности;

3) Производить расхаживание обсадной колонны в период закачивания цементных растворов;

4) Применять эффективные буферные жидкости;

5) Производить оптимизацию скорости и режима продавки.

Хотелось бы отметить, что грамотный подбор рецептуры - гарантия предотвращения перетоков. Для того, чтобы правильно подобрать соответствующую рецептуру необходимо прежде всего:

В процессе закачки тампонажного раствора:

· Правильно подобрать реологические характеристики для вытеснения бурового раствора и буферной жидкости;

· Обеспеченить нулевое значение при выделении свободной воды (в особенности в наклонных участках);

· Расчетная водоотдача раствора должна быть менее 50 мл/30 мин.

После установки в интервал цементирования:

§ Короткое время перехода для значений статического напряжения сдвига от 100 до 500 фунт/100 фт2;

§ Применения материалов кольматирующих поровое пространство цементной структуры.

Для предотвращения перетоков в период схватывания цементный камень должен сопротивляться различным циклическим нагрузкам в особенности при больших температурах и давлении в период жизни скважины, а также при большой разнице нагрузок со стороны породы. Помимо этого, цемент должен хорошо сцепляться со стенками скважины и с обсадной колонной, а также должен обладать безусадочностью.

Помимо вышесказанного, для предотвращения перетоков можно применять различные по свойствам цементные растворы:

ь Сжимающийся цемент;

ь Тиксотропный цемент;

ь Расширяющийся цемент;

ь Цемент с микрокремнеземом;

ь Непроницаемый цементный раствор.

4. Предупреждение загустевания смесей буровых и тампонажных растворов при цементировании

В процессе цементирования происходит смешение промывочной жидкости с цементным раствором и буферной жидкостью (как в КП, так и в трубах), вследствие чего будет интенсивное загустевание полученной смеси, вязкость которой будет намного больше, чем вязкость исходных жидкостей. В результате чего будет происходит сильный рост продавочных давлений при цементировании, а в последствии, недоподъем цементного раствора до проектной высоты, поглощение тампонажного раствора в интервале продуктивных горизонтов, с низким пластовым давлением и другие осложнения.

Лабораторными исследованиями было выявлено, что процесс загустевания не всегда одинаков и зависит от состава твердой фазы исходных жидкостей и их химической обработки.

Для того, чтобы избежать смешения и в последствии загустевания жидкостей нужно прежде всего правильно подобрать состав исходных жидкостей, которые должны быть инертны по отношению друг к другу.

5. Повышение осевых нагрузок на обсадные колонны в период цементирования

При цементировании обсадной колонны в процессе закачки цементного раствора колонна в ряде случаев может испытывать высокие дополнительные осевые усилия растяжения. Увеличение нагрузки на обсадную колонну зависит от количества прокачиваемого цементного раствора (чем больше объем прокачиваемого раствора, тем выше нагрузка на колонну), а также зависит от температуры смеси (обратно пропорционально).

Изменение осевых нагрузок, которые действуют на обсадную колонну, также зависит от чистоты раствора в КП, величины кольцевого зазора в скважине, реологии раствора и скорости его движения в КП.

В некоторых случаях, огромное значение может иметь явление ударных нагрузок, которые действуют на обсадную колонну в процессе ее цементирования. Зачастую, плотность закачиваемого в колонну цементного раствора существенно выше плотности бурового раствора. Из-за этого будет происходить отрыв столба цементного раствора от устья скважины и его движения в колонне под действием силы тяжести до определенной глубины, которая будет определяться гидростатикой системы и величиной предельного напряжения сдвига. Вследствие этого, к началу прокачивания продавочной жидкости, глубина расположения уровня цементного раствора может быть существенной, из-за этого продавочная жидкость будет двигаться со скоростью, которая будет определяться производительностью агрегатов. В данном случае будет наблюдаться соударение жидкостей, а именно прямой гидравлический удар, который может быть зарегистрирован по скачку давление в Ц.Г. и увеличению веса колонны. При данном явлении обсадные колонны будут подвержены действию упругой волны напряжения и ударной волны давления, которые должны учитываться спец расчетом. Так же можно сказать, что из-за соударения столбов цементного раствора и продавочной жидкости ударные нагрузки могут достигать максимальной величины за весь процесс цементирования. Помимо этого, ударные нагрузки передаются в КП и могут вызвать ГРП или нарушение целостности обсадной колонны.



Заключение

Нельзя сказать однозначно, что необходимо сделать для предупреждения осложнений, возникающих при цементировании, т.к. требуется комплексный подход к решению данной проблемы: правильный подбор рецептуры цемента, правильный подбор буферных жидкостей, контроль свойств цементного раствора и цементного камня, применение различных добавок, которые способствуют улучшению его свойств, правильный выбор режима и способа цементирования и др.

Так же необходимо добавить, что технологии для борьбы с осложнениями разрабатываются исходя из текущих проблем. В случае, если проблемы будут сходны с теми, что мы видим сейчас, технологии для борьбы с осложнениями, скорее всего, останутся такими же. С другой стороны, при наличии существенного прогресса в бурении скважин с высокими температурами, высоким давлением, материалы и технологии борьбы с осложнениями будут также совершенствоваться.



Список литературы и информационных источников

1. Ю. М Басарыгин : Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. 2000 год.

2. Stabilizing the wellbore to prevent lost circulation, oilfield review winter 2011/2012: 23, no.4.

3. А. И. Булатов: Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. 1981 год.

Размещено на Allbest.ru

...