какой метод не применяется для оценки качества цементирования обсадных колонн
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Контроль цементирования скважин
Оценка качества цементирования методами ГИС
Контроль цемен тирования включает две основные задачи: определение высоты (уровня) подъема цемента за обсадную колонну (ОК) и оценку качества изоляции наиболее важных интервалов разреза. Для решения этих задач применяются термометрический, акустический и гамма-гамма- (плотностной) методы контроля цементирования.
Термометрический метод контроля. Затвердевание цемент ного раствора, т. е. превращение его в цементный камень, является экзотермической реакцией, происходящей с выделением тепла. Поэтому температура ОК и жидкости в ней против цементного кольца сначала повышается, а затем постепенно снижается. Максимальное превышение температуры над первоначальным уровнем (температурная аномалия) наблюдается обычно в первые сутки после заливки и составляет несколько градусов. К концу третьих суток температурная аномалия уменьшается до несколь ких десятых градуса и спустя еще некоторое время ее не удается обнаружить. Величина аномалии зависит не только от времени с момента заливки, но и от сорта цемента, характеристики пород, кавернозности ствола скважины и других причин. Измеряя температуру по ОК через 24—28 ч после заливки цементного раствора можно выделить температурную аномалию, вызванную процессом схватывания цемента.
Акустический метод контроля цементирования скважин. Этот метод основан на измерении затухания продольной упругой волны, распространяющейся по ОК, цементному кольцу и породе о т излучателя к приемнику. В обсаженной скважине коэффициент поглощения α зависит от диаметра ОК, толщины ее стенок, от состоя ния цементного кольца. Если цемент еще не затвердел и находится в жидком состоянии, он слабо влияет на затухание продольной волны, распространяющейся по ОК, т. е. колонна проявляет себя как свободная. При затвердении цемента и его сцеплении со стен ками ОК энергия волны расходуется на возбуждение не только колонны, но и связанного с ней цементного кольца, поэтому за тухание значительно больше. Примерно через сутки после за ливки, когда раствор практически превращается в цементный камень, коэффициент затухания α увеличивается более чем на порядок по сравнению с первоначальным значением. Поэтому, измеряя амплитуду продольной волны, распространяющейся по ОК, через 24 ч и более (время, необходимое для затвердевания цемента), можно по ее величине судить о наличии или отсутствии цементного кольца, сцепленного с ОК. Амплитуда продольной волны, проходящей по ОК, характеризует надежность сцепления цементного камня с обсадными трубами.
Для исследования скважин применяется двухэлементный аку стический зонд, состоящий из излучателя и приемника, центри руемый в колонне.
Какой метод не применяется для оценки качества цементирования обсадных колонн
Служат для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной и для оценки качества изоляции пластов друг от друга.
основан на регистрации изменений температуры при экзотермической реакции в процессе затвердевания цементного раствора. По изменениям температуры определяются высота подъема цемента и наличие его в затрубном пространстве; (см. термометрия )
основан на измерении затухания продольной упругой волны, распространяющейся по обсадной колонне, цементу и породе.
Регистрируют амплитуды продольной волны в колонне Ак и в породе Ап и время распространения продольной волны в породе. При хорошей связи цемента с колонной и породой наблюдаются минимальные амплитуды и максимальное затухание сигнала. При отсутствии цемента за колонной наблюдается обратная картина. Средними значениями отмечаются участки с частичным заполнением либо с недостаточно прочным сцеплением цемента с породой и колонной;
Разница в плотности затвердевшего цемента и контактирующей с ним жидкости (пластовой или промывочной) позволяет использовать гамма-гамма-каротаж.
Регистрируют одновременно несколькими детекторами, расположенными по периметру прибора, интенсивность рассеянного гамма-излучения. Совпадение всех кривых указывает на качественное цементирование.
Причинами расхождения кривых и смещения их относительно друг друга могут быть: эксцентриситет обсадной колонны, несплошная или односторонняя заливка, отсутствие цемента за колонной. Каждая из причин характеризуется определенным вариантом расхождения и смещения кривых гамма-гамма-каротажа.
Контроль цементирования обсадной колонны
Применение цементомеров. Как уже указывалось, измеряемое при ГТК рассеянное гамма-излучение определяется плотностью среды: чем больше плотность пород, тем меньше регистрируемое гамма-излучение. На этом принципе-основано устройство прибора для контроля качества цементирования обсадных колонн, называемого цементомером.
Прибор состоит из источника гамма-излучения и трех индикаторов излучения, расположенных под углом 120° один к другому и на одинаковом расстоянии от источника. Индикаторы заэкранированы так, что каждый из них способен регистрировать излучение только со стороны непосредственно примыкающего к счетчику участка. При помощи этих счетчиков записывают сразу три кривые рассеянного гамма-излучения, что повышает качество определения состояния цементного кольца в за-трубном пространстве. Расхождение кривых на участке цементирования указывает на неравномерность цементного кольца за обсадной колонной, что позволяет выделить незацементированные интервалы.
Измерение термометром проводят для отбивки верхнего уровня цементного кольца, т. е. для определения высоты подъема цементного раствора. Известно, что твердение (схватывание) раствора сопровождается выделением тепла. Поэтому участок, заполненный раствором, в затрубном пространстве отмечается на термограмме повышенными показаниями. Уровень раствора отбивается по резкому повышению температуры, связанному с переходом к зоне более высоких их значений. При этом повышение температуры против уровня цементного раствора тем больше, чем меньше времени прошло от начала его заливки. Поэтому измерения следует проводить сразу же после заливки раствора и освобождения устья скважины от оборудования для заливки.
Измерение температуры в скважине. Измерения производят для определения температурного режима в бурящихся и эксплуатационных скважинах. Температурные измерения (термометрические исследования) позволяют решать ряд практических задач при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.
При измерениях в основном применяют термометры сопротивлений, спускаемые на каротажном кабеле. По сопротивлению определяют температуру среды. Время, в течение которого термометр воспринимает температуру окружающей среды, невелико;, это позволяет без больших погрешностей замерять температуру при непрерывном спуске термометра в скважину. В результате по данным измерений получают кривую изменения температуры с глубиной — температурную кривую (термограмму).
Акустическая цементометрия — надежный способ определения качества цементирования. Акустические цементомеры позволяют судить о характере сцепления цементного камня с обсадными трубами и стенками скважины, а следовательно, и о надежности разобщения продуктивных пластов от водоносных.
Оценка качества цементирования скважин
Для оценки качества цементирования скважин необходимо, как правило, применять оптимальный комплекс геофизических исследований (термометрия, радиоактивный и акустический методы).
Метод термометрии следует применять в случае невозможности использования радиоактивного и акустического методов из-за ограничений (малый диаметр скважины, небольшая разница в плотностях бурового и тампонажного растворов и т.д.)
Не рекомендуется использовать метод термометрии по истечении времени тепловыделения формирующимся цементным камнем, а также в высокотемпературных скважинах и обсадных колоннах, зацементированных шлаковым или гельцементным раствором.
При разнице в плотностях бурового и тампонажного растворов более
0,3 г/см 3 для оценки характера распределения цементного камня за колонной, изменения его плотности, а также эксцентриситета колонны рекомендуется применять радиоактивные цементомеры ЦМТУ-1 и СГДГ-2.
Для определения состояния контакта цементного камня с колонной и породой следует применять акустические цементомеры АКЦ-1 или AKЦ-2.
В целях получения наибольшей информации о качестве цементирования скважин рекомендуется проводить комплексные исследования термометрией, акустическим и радиоактивный цементомерами до и после вскрытия продуктивных пластов перфорацией.
Герметичность обсадной колонны, резьб, оснастки и зацементированного интервала проверяют путем опрессовки. Продавочную жидкость в колонне заменяют на воду. При опрессовке внутреннее давление должно быть не менее чем на 10 % выше, чем ожидаемое давление в период опробывания или эксплуатации скважины. Если колонну целесообразно опрессовывать по секциям, отделяя испытываемую секцию от нижерасположенных при помощи пакера, то
Во всех случаях давление опрессовки должно быть не ниже
| 426-377 | 351-273 | 245-219 | 194-178 | 146-140 | 127-114 |
| 7,5 |
Колонна считается герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделение газа наустье и если в период выдерживания колонны под опрессовочным давлением в течении 30 мин давление не снижается более чем на 0,5 МПа; при Ропр = 7 МПа не более 0,3 МПа. Контроль ведут через 5 минут после создания заданного давления.
Герметичность колонны в скважинах, в которых в период эксплуатации, освоения, давление на устье не превышает атмосферного дополнительно проверяют путем снижения уровня жидкости. При этом рекомендуется снижать уровень на 20-50м ниже того, при котором предполагается вызывать приток пластовой жидкости. Глубина снижения уровня не должна превышать величины, при которой избыточное наружное давление может стать больше сопротивляемости труб на смятие. Глубина снижения уровня должна быть не ниже:
| Глубина скважины | 500-1000 | 1000-1500 | 1500-2000 |
| Наим. глубина снижения уровня |
Если продавка осуществлялась на промывочной жидкости, в качестве которой использовалась техническая вода, уровень не снижают, а ограничивают ожиданием.
Колонну считают герметичной, если за 8 часов наблюдения уровень жидкости в ней не поднимется более:
Глубина снижения уровня
| кол. | 400-600 | 600-800 | 800-1000 | ||
| 114-219 | 0,80 | 1,10 | 1,40 | 1,70 | 2,00 |
| 0,50 | 0,80 | 1,10 | 1,30 | 1,50 |
Если колонна спущена в несколько приемов, герметичность обычно проверяют после затвердевания тампонажного раствора путем гидравлической опрессовки сначала верхнего участка, затем следующих. Если один из них оказался не герметичным, устраняют обнаруженные дефекты, и повторно опрессовывают, и лишь затем проверяют герметичность следующего участка.
Если на кондукторе или промежуточной колонне должен устанавливаться превентор, то его также опрессовывают. При этом необходимо чтобы башмак колонны находился в интервале непроницаемых пород.
Лекция 15. Испытание перспективных горизонтов.
Задачи и сущность опробывания
Окончательное решение о наличии нефти и газа в том или ином пласте, о их промышленных запасах можно получить только в результате прямого опробывания, т.е. получение притока нефти или газа из пласта. В задачи опробывания перспективных горизонтов вводят:
— получение притока пластовой жидкости из опробываемого горизонта;
— отбор пробы пластовой жидкости для последующего лабораторного анализа;
— оценка продуктивности объекта;
— оценка коллекторских свойств пласта;
— оценка степени загрязненности приствольной зоны пласта.
Сущность процесса опробывания заключается в изоляции опробываемого пласта от всех остальных проницаемых объектов и от воздействия столба промывочной жидкости, создания достаточно большой разницы между давлением в пласте и давлением в скважине с целью получения притока пластовой жидкости, регистрации объемной скорости притока и характера изменения давления в скважине против данного объекта на протяжении всего периода опробывания, а также отбор достаточной для анализа пробы пластовой жидкости.
Решить эти задачи можно как в процессе бурения, сразу же после вскрытия данного продуктивного горизонта, так и после завершения процесса бурения всей скважины. В последнем случае решение задач опробывание совмещают с детальным испытанием объекта, если из него получают приток жидкости.
Опробывание пласта в период бурения позволяет получать более достаточные данные, поскольку степень загрязненности пласта меньше. Кроме того, если опробованные пласты оказались непродуктивными, то отпадает необходимость спуска и цементирования обсадной колонны; если непродуктивным оказалась часть объекта, то отпадает необходимость детального испытания его, перфорация обсадной колонны против таких объектов, а также установка разобщающих мостов.
К опробыванию после окончания бурения прибегает лишь в крайних случаях:
— если породы крайне неустойчивы и эффективное опробывание в процессе бурения невозможно или ненадежности разобщения данного объекта от других проницаемых объектов и воздействия давления столба промывочной жидкости;
— если аппаратура непригодна для опробывания данного объекта, например, вследствие высокой температуры.
Для опробывания объектов в процессе бурения используют специальные аппараты. Их можно выделить в три группы.
1. Аппараты, спускаемые на каротажном кабеле. С их помощью можно отобрать небольшое количество нефти или газа (5-20 дм 3 ), зарегистрировать характер изменения давления и температуры за период отбора.
2. Аппараты, спускаемые на колонне бурильные труб. Их называют пластоиспытателями.
Пластоиспытатели, спускаемые на бурильных трубах
Основные узлы трубного пластоиспытателя типа КИИ (комплект испытательных инструментов) УфНИИ, ГрозНИИ.
В состав КИИ входят:
В процессе опробывания возможна кольматация щелей фильтра. При этом скорость поступления пластовой жидкости уменьшается. Для разграничения уменьшения скорости притока вследствие кольматации от других причин необходимо знать изменение давления. Для этого в обеих секциях помещают глубинные манометры. Манометр в нижней секции регистрирует давление в скважине. Различие в показаниях манометров является признаком закупорки щелей. К нижней секции снизу присоединяют опорный башмак. Фильтр должен находится непосредственно против того участка пласта, из которого предстоит получить приток. Если расстояние от этого участка до забоя больше длины фильтра, то к последнему присоединяют хвостовик. На конце хвостовика навинчивают башмак.
При постановке башмака на забой создается частью веса инструмента нагрузка, корпус пакера будет перемещаться вниз относительно передвижного штока, который через нижний переводник соединен с фильтром. При перемещении корпуса вниз нажимная головка прижимаем резиновый элемент к металлической опоре, и сдавливает его в осевое направлении: при этом в радиальном направлении резиновый элемент расширяется и плотно прижимается к стенкам скважины, лепестковая опора препятствует затеканию резины и служит нижней опорой. По окончании опробывания при приложении осевой растягивающей силы элемент сокращается в радиальном направлении, а пластины лепестковой опоры воз вращаются в исходное транспортное положение
— в период опробывания нижние узлы могут быть прихвачены.
Опробыватель. В его состав входят:
— уравнительный клапан (для перетока жидкости промывочной при спуске пластоиспытателя);
— главный или впускной клапан (должен препятствовать поступлению промывочной жидкости в полость пластоиспытателя из скважины при спуске);
— тормозная камера с поршнем (гидравлическое реле времени) предназначена для задержки открытия впускного клапана на некоторый наперед заданный интервал времени после создания на пластоиспытатель осевой сжимающей силы;
— штуцер для ограничения скорости притока пластовой жидкости в период опробывания и уменьшения ударной нагрузки на хвостовик в момент открытия впускного клапана;
— шток и корпус, предназначенные для размещения названных устройств, а также для передачи осевых усилий и вращающего момента от колонны труб к расположенным ниже узлам.
Гидравлическое сопротивление канала можно регулировать изменением его длины и вязкости жидкости в камере. Для этого поршень изготовлен из двух деталей, соединяемых между собой при помощи резьбы.
Запорный поворотный клапан служит для прекращения притока пластовой жидкости в полость колонны бурильных труб при закрытом уравнительном клапане. Задачи опробывания более полно решаются при использовании запорного клапана многократного действия.
Пробоотборники. Для отбора пробы пластовой жидкости в период опробывания при давлении, максимально приближающемся к пластовому, используют специальные пробоотборники. Они устанавливаются ниже запорного клапана. При создании осевой нагрузки на пластоиспытатель для пакеровки нагрузка передается на патрубок, размещенный в корпусе пробоотборника. При его перемещении открываются размещенные по его торцам два клапана, при снятии нагрузки патрубок возвращается в первоначальное положение и клапана закрываются. Отсеченная жидкость вместе с прибором подымается на устье.
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Цементирование обсадных колонн
Цель цементирования обсадной колонны — получение прочного, концентрично расположенного в затрубном пространстве кольца цементного камня, надежно изолирующего вскрытые скважиной поглощающие, газо-водо-нефтепроявляющие гори зонты.
Для цементирования обсадных колонн применяют цемент ные растворы, приготовляемые из тампонажных цементов и воды. При размешивании тампонажного цемента с водой получают жидкую и легкотекучую массу.
Цемент, предназначенный для цементирования обсадной колонны, тщательно исследуют в лаборатории для выяснения его пригодности и уточнения рецептуры цементного раствора.
Качество цементного раствора в значительной мере зависит от содержания в нем воды. Излишек воды приводит к получе нию пористого и непрочного цементного камня. Недостаток воды в цементном растворе вызывает его быстрое схватывание, что затрудняет проведение цементирования обсадных колонн.
Для обеспечения нормальных условий цементирования об садной колонны рекомендуется при приготовлении цементного раствора добавлять воды 40—50% от веса цемента, т. е. на каждые 100 т цемента приходится 40—50 т воды.
Качество цементирования обсадной колонны зависит также от начала и конца схватывания цементного раствора. Схваты вание цементного раствора должно начинаться после окончания цементирования колонны. Время цементирования не дол жно превышать 75% от срока начала схватывания цементного раствора. Следует добиваться, чтобы разница во времени между началом и концом схватывания цементного раствора была небольшой.
Для цементирования обсадных колонн применяют следую щие тампонажные цементы:
2) для «горячих» скважин с температурой на забое до 75° С;
3) для глубоких скважин с температурой на забое 100—
120° С.
Цемент для «холодных» скважин, смешанный с пресной во дой (50% от веса цемента), должен иметь начало схватывания от 3 до 7,5 ч с момента его затворения, конец схватывания — не более 3. ч после начала схватывания. Следовательно, при цементировании скважин с температурой на забое до 40° С не обходимо закончить весь процесс цементирования не более чем за 2,5 ч (3 чХО.75 ч = 2,5 ч).
Цемент для «горячих» скважин, смешанный с пресной водой (50% от веса цемента), должен иметь начало схватывания от 1 ч 45 мин до 2 ч 45 мин после затворения, конец схватыва ния— не более 1 ч 30 мин после начала схватывания. Таким образом, процесс цементирования с температурой на забое до 75°С необходимо закончить за 1 ч (1,5 чХО,75 ч = 1 ч).
Цемент для глубоких скважин получают в результате по мола цементного клинкера с добавкой гипса. Начало схваты вания такого цемента должно наступать не менее чем через 1 ч 15 мин с момента его затворения. Как видно, в глубоких скважинах процесс цементирования должен длиться менее 1 ч.
Для цементирования кондукторов, кроме перечисленных тампонажных цементов, выпускается специальный цемент с добавкой 25—30% песка.
Для особых условий цементирования обсадных колонн вы пускаются утяжеленные тампонажные цементы (при примене нии промывочной жидкости с плотностью до 2200 кг/м 3 ), волокнистые тампонажные цементы (для уменьшения глубины про никновения цементного раствора в сильнопористые пласты), гель-цемент (для цементирования зон поглощения промывочной жидкости) и др.
Подготовленный и проверенный в лаборатории тампонаж ный цемент в необходимом количестве засыпают в специальные цементосмесительные машины и отправ ляют на буровую. К этому времени туда же доставляют и це ментировочные агрегаты. В комплект по следних входят насосы с высокой подачей, способные создать необходимое давление для вытеснения из обсадной колонны в затрубное пространство цементного раствора.
Цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины обвязываются трубопроводами друг с другом в с цементировочной головкой, установленной на обсадной колонне.
Перед началом цементирования скважину промывают до тех пор, пока плотность закачиваемой в нее жидкости не станет равной плотности жидкости, выходящей из скважины.
👉Наиболее распространены следующие способы цементирова ния обсадных колонн: одноступенчатый и двухступенчатый.
Одноступенчатый способ цементирования обсадных колонн заключается в следующем. До закачки цементного раствора в обсадную колонну опускают нижнюю цементировочную пробку, предназначен ную для отделения цементного раствора от находящейся в ко лонне промывочной жидкости. Нижняя пробка имеет отверстие, перекрытое резиновой перепонкой. После этого на колонну навинчивают головку с верхней цементировочной пробкой, не имеющей сквозного отверстия.
Затем цементный раствор закачивают в обсадную колонну. Потребный объем этого раствора определяется исходя из ус ловия, чтобы к концу цементирования в обсадной колонне оста лась небольшая порция цементного раствора (цементный ста кан), а за обсадной колонной цементный раствор поднялся на заданную высоту. После окончания закачки це ментного раствора в обсадную колонну проталкивают верхнюю (без отверстия) цементиро вочную пробку и вслед за ней прокачивают промывоч ную жидкость.
После этого краны цементировочной головки закрывают и скважину оставляют в покое на 16 ч для затвердения цемент ного раствора за кондуктором и на 24 ч для затвердения це ментного раствора за промежуточной и эксплуатационной колоннами.
При цементировании обсадных колонн в глубоких скважинах приходится прокачивать довольно большой объем цементного раствора и продавочной жидкости за весьма ограниченное время, определяемое сроком начала схватывания цементного раствора. В таких условиях применяется двухступенчатое цементирование, при котором цементный раствор зака чивается в колонну и продавливается в затрубное пространство двумя порциями. Первая порция цементного раствора продав ливается за колонну через башмак, а вторая — через отверстия в заливочной муфте, установленной в обсадной колонне па зна чительном расстоянии от башмака.
Заливочные муфты могут иметь различную конструкцию. Обсадные трубы свинчиваются друг с другом при помощи удлиненной муфты с отверстиями. Внутрь муфты вставлен передвижной цилиндр,
временно закрепленный медными шпильками. На нижнем конце передвижного цилиндра устанавливается упорное кольцо.
Независимо от конструкции заливочной муфты сущность способа двухступенчатого цементирования заключается в сле дующем. Обсадную колонну с башмаком, башмачным патруб ком, обратным клапаном (если он необходим) и заливочной муфтой спускают в скважину. После подготовки скважины к це ментированию в нее закачивают первые порции цементного рас твора и продавочной жидкости, а затем спускают нижнюю це ментировочную пробку. За нижней пробкой зака чивают вторую порцию цементного раствора и спускают вторую (верхнюю) цементировочную пробку. Затем в скважину зака чивают вторую порцию продавочной жидкости.
В процессе закачивания жидкости первая (нижняя) пробка доходит до упорного кольца в заливочной муфте, садится на него и срезает медные шпильки. Передвижной цилиндр освобождается, перемещается до упора вниз и открывает отверстия в удлиненной муфте.
К этому моменту заканчивается продавка в затрубное пространство через башмак колонны первой (нижней) порции цементного раствора и начинается вытеснение за колонну через отверстия в заливочной муфте второй (верхней) порции це ментного раствора.
После твердения цементного раствора разбуривают обе пробки в заливочной муфте и, если это требуется, разбуривают обратный клапан и цементный стакан в нижней части колонны.
Мы рассмотрели двухступенчатый метод цементирования с применением двух цементировочных пробок, ограничивающих вторую порцию цементного раствора. Иногда применяется двух
При этом способе нижняя часть эксплуатационной колонны, длина которой равна мощности продуктивного пласта, состоит из перфорированных обсадных труб. Над перфорированным участком в колонне устанавливают прямой клапан, а несколько выше — специальную заливочную муфту.
Снаружи, несколько выше прямого клапана, устанавливается брезентовая манжета, которая при вытеснении цементного раствора из колонны через отверстия в заливочной муфте прижимается плотно к стенке скважины, препятствуя движению цементного раствора по затрубному пространству вниз.