К оглавлению журнала

УДК 622.245.42

© Р.К. Кретчак, 1992

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИН ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ В УСЛОВИЯХ АВПД

Р. К. КРЕТЧАК (Крымгеология)

Бурение скважин на площадях Керченского полуострова осложнено высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давления ми: коэффициент аномальности (ka) находится в пределах 1,7–2.

Процесс цементирования скважин определяется геологическими и технологическими факторами. Газопроявления различной интенсивности из затрубного пространства после цементирования обсадных колонн часто наблюдаются там, где бурение ведется на утяжеленных буровых растворах плотностью 1,95–2,1 г/см3, несмотря на создание избыточного давления на устье скважины в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).

Основная часть заколонных проявлений пластовых флюидов происходит в начальный период ОЗЦ вследствие образования флюидопроявляющих каналов в тампонажном камне. Проникновение газа зависит от ряда факторов: температуры, пластового давления, водоцементного отношения (в/ц), вязкости жидкости затворения, сроков схватывания. Разработанные аналитические зависимости позволяют определить совокупность трех последних управляемых факторов, при которых обеспечивается герметичность цементного кольца для конкретных геолого-технических условий.

Сущность предотвращения проникновения газа заключается в следующем. Газ под пластовым давлением (Pпл) стремится к дневной поверхности, так как при ОЗЦ снижается гидростатическое давление на пласт тампонажного раствора вследствие выхода его из взвешенного состояния твердой фазы. В этих условиях движение газа сквозь поровую структуру тампонажного раствора определяется ее проницаемостью и вязкостью жидкости затворения, так как чем ниже проницаемость и выше вязкость жидкости затворения, тем больше сопротивление движению газа.

Методика подбора рецептур тампонажных растворов для изоляции газовых пластов в лаборатории заключается в поиске сочетания компонентов тампонажного раствора, показатели свойств которого отвечали бы рассчитанным требованиям. Так, вяжущие свойства раствора меняются при введении в него различных химреагентов. В качестве загустителя жидкости затворения используют КМЦ, гипан, ускорителей схватыванияКОН, NaOH, Na2СО3, СаСl2, замедлителейНТФ, СВК, хромпик.

Применение ускорителей необходимо для получения расчетных сроков схватывания при низких температурах, так как сами загустители, как правило, являются сильными замедлителями. При высоких температурах, когда их замедляющей способности недостаточно, дополнительно вводят обычные замедлители. После корректирования сроков схватывания выбранную рецептуру проверяют на основной показатель изолирующей способности начальный градиент фильтрации. Если выбранная рецептура имеет градиент фильтрации меньше расчетного для данных условий, то весь подбор начинают сначала, стремясь снизить в/ц применением пластификаторов, увеличить вязкость жидкости затворения или сократить сроки схватывания.

Расчетами определено, что для . тампонажного раствора на основе портландцемента (ПЦГ) и спеццементов (УШЦ, УЦГ) при в/ц 0,5 и 0,3 должны соблюдаться следующие условия (табл. 1).

Рецептуры для цементирования обсадных колонн скв. 3, 5 Поворотных и 1 Ортаэлинской приведены в табл. 2. Газовые пласты расположены у забоя скважины.

Суть способа цементирования заключается в закачивании в обсадную колонну и продавливании в заколонное пространство двух или трех порций тампонажных растворов. Так, для цементирования первых секций 245-миллиметровой промежуточной колонны в скважинах 3 и 5 Поворотных, спускаемых до глубин 3250 и 3600 м, где статическая температура составляла соответственно 140 и 150 °С, использовались три порции тампонажной смеси: I и II на основе ПЦГ и барита, а III, предназначенная для перекрытия газоносных пластов, на основе УШЦ1-120 и КМЦ. В скв. 1 Ортаэлинской (2930 м и 130 °С) использованы две порции аналогичных по составу смесей (см. табл. 2). Рецептуры тампонажных растворов подбирались в лаборатории в соответствии с рассчитанными температурными диаграммами для каждой скважины.

Следует отметить, что затворение ПЦГ и барита на буровой на жидкости затворения с КМЦ сопряжено с определенными трудностями. Требуется точная дозировка реагентов, особенно важно выдержать соотношение КМЦ и щелочи. Небольшие отклонения в дозировке КМЦ и каустической соды приводят к загустеванию на выходе цементного раствора.

При затворении спеццементов отклонения в дозировке на подвижность тампонажного раствора не влияют. Указанные растворы готовились цементировочными агрегатами с использованием осреднительной емкости. Как показал опыт цементирования на скв. 1 Ортаэлинской, тампонажные растворы I и II порций при смешении коагулируют, и, хотя на данной скважине это не вызвало каких-либо трудностей, в дальнейшем для скв. 3 и 5 Поворотных использовались, промежуточные порции для их разделения. В их состав входили реагенты как КМЦ, так и НТФ, что обеспечило совместимость с обеими порциями (как на основе ПЦГ, так и УШЦ 1-120). Способ успешно прошел испытания на упомянутых скважинах. Цементирование всех трех скважин проведено без осложнений, признаков газопроявлений не было.

На рисунке в качестве примера приведены данные по скв. 5 Поворотной, 245-миллиметровая промежуточная колонна в которой была зацементирована по описанной технологии. При этом в интервале от устья до 3000 м использован тампонажный раствор типа ПЦГ+барит (1:1, 3:2), в/ц 0,35–0,4, плотностью r 2100 кг/м3, растекаемостью Дц 18–20 см и временем начала схватывания 6 ч. В интервале 3000–3600 мтампонажный раствор типа УШЦ1-120 с добавкой 0,5 % КМЦ, в/ц 0,38, r 2040 кг/м3, Дц 19 см, Тн 4,5 ч. Газопроявления после ОЗЦ не наблюдались.

Описанная технология цементирования применяется в настоящее время на всех без исключения площадях Керченского полуострова.

ABSTRACT

Procedures for selecting plugging-back solution compositions for gas stratum isolation, taking into account the prevention of behind-the-casing flows during the period of waiting on cement, are proposed. The analytical relationships developed make it possible to determine the aggregate of three factors being controlled (water/ cement ratio, mixing fluid viscosity, cement setting time) at which cement ring sealing can be provided for specific geologic and technical conditions. The essence of cementing methods consists in injecting and forcing different portions of the plugging-back solution into casing string-borehole annulus.

Таблица 1

Тампонажный раствор на основе

Вязкость жидкости затворения, сП

Концентрация КМЦ в воде, %

Время начала схватывания, ч

ПЦГ при в/ц 0,5

2,4

0,4

2,5

11

1

3,5

29

1,5

4,5

82

2

5,5

УШЦ1-120 при в/ц 0.3

2,8

0,5

1,5

11

1

2,5

29

1,5

3.5

81

1,95

4,5

Таблица 2

Скважина

Номер порции

Вид вяжущего реагента

В/ц

Дозировка реагентов, %

Дц, см

r, г/см

Время начала схватывания, ч

1 Ортаэлинская

I

ПЦГ+барит

0,35

0,15 СВК

20

2,07

5

II

УШЦ1-120

0,35

0,35 КМЦ

19,5

2,06

4

3 Поворотная

I

ПЦГ+барит

0,35

0,1 НТФ

21

2,1

5

II

ПЦГ+барит

0,35

0,07 НТФ, 0,35 КМЦ

19

2,1

4,5.

III

УШЦ1-120

0,38

0,5 КМЦ

19

2,04

3,5

5 Поворотная

I

ПЦГ+барит

0,35

0,1 НТФ

20

2,08

6

II

ПЦГ+барит

0,4

0,6 КМЦ, 0,2 НТФ

18

2

5,5

III

УШЦ1-120

0,38

0,5 КМЦ, 0,2 НТФ

19

2,04

4,5

РЕЗУЛЬТАТЫ ЗАМЕРА АКЦ ПО СКВ. 5 ПОВОРОТНОЙ:

1 – глины; 2 – песчаники; 3 аргиллиты