Нефтегазовые новости

Нефтегазовые новости / Технологии / Комплексный подход для решения проблемы качества цементирования

Комплексный подход для решения проблемы качества цементирования

Новость от 01.02.2014, добавлена в 20:31 в категории: Технологии 4133 просмотра 0 комментариев

Проблема качества цемента в продуктивной части разреза всегда была актуальной и одной из острейших. От качества цементирования ствола скважины зависит ресурс скважины как сооружения, так и эксплуатации продуктивного пласта в целом. Несмотря на существующие инструкции по креплению скважин, различные технологии, позволяющие улучшать качество цементирования, и технические средства - УМЦ (устройство манжетного цементирования), МСЦ (муфта ступенчатого цементирования), центраторы и т.д., при проектировании не рассматривались в комплексе.

В период за 2005-2006 годы выявлялись 2-3 скважины с затрубной циркуляцией, а коэффициент качества цементирования по построенным скважинам не превышал в среднем 0,6 при нормативе 0,65. У технологических служб УБР существовало твердое убеждение, что качество цементирования может быть повышено за счет выравнивания пластового давления как в продуктивной части, так и по разрезу, расположенному выше. В НГДУ "Альметьевнефть" был предпринят поиск методов, позволяющих предотвратить перетоки между пластами во время цементирования колонны. Разработанные методы успешно нашли свое применение. К ним относятся: выравнивание пластовых давлений в продуктивной части разреза скважины (подготовка участков к бурению); вскрытие продуктивного горизонта в ламинарном режиме течения бурового раствора для снижения кавернообразования; использование силикатного раствора для упрочнения глинистой корки, а также устройств манжетного цементирования.

Подготовка участков к бурению

Для осуществления этой задачи в НГДУ ежегодно разрабатываются и утверждаются "Мероприятия по подготовке участков бурения по пластовому давлению". Согласно этим мероприятиям предусматриваются остановка и запуск окружающих скважин для регулирования пластового давления и исключения межпластовых перетоков. В случаях невозможности полного выполнения данных мероприятий упор делается на планирование пластовых давлений по конкретным пластам, также вносятся изменения по глубине спуска эксплуатационной колонны.

Вскрытие продуктивного горизонта в ламинарном режиме

Вопрос качества цементирования, как известно, неразрывно связан с кавернообразованием. Наличие каверн между нефтеносными и водоносными пластами снижает качество их разобщения, что приводит к затрубной циркуляции при первичном освоении скважины. В интервалах интенсивного кавернообразования практически невозможно получить качественного сцепления цемента. До недавнего времени вскрытие продуктивного горизонта осуществлялось в турбулентном режиме, при этом наблюдалось эрозионное разрушение стенки скважины турбулентным потоком промывочной жидкости с образованием каверн, что приводило к низкому качеству цементирования.

Совместно с заместителем директора по науке НП ООО "Горизонт" Т. Бикчуриным, начальником отдела по строительству скважин Инженерного центра ОАО "Татнефть" И. Кагармановым при активном содействии Альметьевского и Азнакаевского УБР в 2006 году на скважинах НГДУ "Альметьевнефть" была применена технология вскрытия продуктивных горизонтов в ламинарном режиме течения бурового раствора. При этом время от начала вскрытия до крепления эксплуатационной колонны сократилось в два раза, а коэффициент качества цементирования продуктивных отложений улучшился с 0,458 (в турбулентном режиме) до 0,73 (в ламинарном).

Использование силикатного раствора и УМЦ

Проанализировав бурение скважин с применением силикатной ванны и без нее в период с 2005 по 2007 годы, выявлено, что в целом эффективность технологии силикатной обработки скважин подтверждается и дает возможность повысить качество цементирования скважин в среднем на 10% выше нормативного показателя (0,65). На сегодняшний день широко используется обработка продуктивного интервала разреза скважин с использованием модифицированного силикатного раствора, которая нашла применение не только на скважинах основного диаметра, но и на скважинах малого диаметра, БС и БГС. Технология силикатной обработки продуктивного горизонта обеспечивает снижение степени набухания глин, упрочнение структуры глинистой корки за счет реагирования жидкого стекла с растворимыми солями. При этом коэффициент качества цементирования скважин составил 0,717.

Для улучшения коэффициента сцепления в продуктивном горизонте было предложено разобщение продуктивных пластов с разной пластовой энергетикой установкой устройств манжетного цементирования (УМЦ). Создано простое, недорогое, не создающее трудностей буровикам в процессе крепления и надежное в процессе эксплуатации скважины устройство - своеобразный заколонный пакер, разобщающий соседние пласты друг от друга и подошвенные воды.

В 2008 году по данной схеме было построено 12 скважин. Это позволило добиться хорошего сцепления цемента и поднять коэффициент качества с 0,695 до 0,78, или на 12%.

За период 2005 по 2008 гг. за счет комплексного подхода по внедрению технологии ламинарного режима течения бурового раствора, применения силикатных ванн, УМЦ и выполнения "Мероприятий по подготовке участков бурения по пластовому давлению" коэффициент качества сцепления в целом повысился на 30% (с 0,595 до 0,78).

Источник: Альметьевнефть