Все способы цементирования имеют одну цель — вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого предотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в дру­гой через заколонное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчи­вые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраня­ется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способ­ность.

Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раствора це­ментным (тампонажным), называется цементированием скважины или об­садной колонны; сюда же входят ожидание затвердения цементного рас­твора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Существует не­сколько методов цементирования. Из них наиболее распространен метод прямого цементирования, применяемый с некоторыми вариациями и изме­нениями с начала прошлого века (Перкинс, А. Богушевский).

Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это за­ключительный этап строительства скважин, поэтому неудачи при его вы­полнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект, стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых площадей, появле­ния «новых» залежей нефти и, особенно, газа в коллекторах, перетоков флюидов, грифонообразования, газопроявлений и т.д. Стоимость скважин, особенно глубоких, высока, а ущерб от некачественного их крепления мо­жет быть еще большим. Процесс цементирования скважин — операция необратимая, ремонт и восстановление их связаны со значительными за­тратами средств и времени.

Цементный раствор поступает в заколонное пространство, замещая находящийся там буровой раствор, и затвердевает в камень.

Назначение и функции, выполняемые цементным камнем, многооб­разны.

1. Разобщение пластов, их изоляции, т.е. образование в стволе безуса­
дочного тампона, внутреннюю часть которого составляет колонна обсадных
труб. Важным условием является равномерная толщина цементного камня
со всех сторон. Размеры кольцевого зазора (т.е. толщина цементного коль­
ца) не определяют качества разобщения пластов, однако влияют на форми­
рование цементного камня или предопределяют его отсутствие.

2.      Удержание обсадной колонны от всевозможных перемещений; про­
седания под действием  собственного  веса,  температурных деформаций,
деформаций  вследствие  возникновения  перепадов  давления  в  колонне,
ударных нагрузок, вращений и т.д.

3.      Защита обсадной колонны от действия коррозионной среды.

4.      Повышение работоспособности обсадной колонны с увеличением
сопротивляемости повышенным (против паспортных данных) внешнему и
внутреннему   давлениям.   Естественно,   цементное   кольцо   должно   быть
сплошным и иметь при этом определенную физико-механическую харак­
теристику.

5.      Сплошное цементное кольцо, приобретая в процессе формирования
камня способность к адгезии (цементный камень сцепляется с металлом
труб,   образуя   интерметаллический   слой),   создает   предпосылки   к   еще
большему повышению сопротивляемости высоким внешним и внутренним
давлениям.

Краткосрочность операции цементирования скважин не делает ее ме­нее значимой, хотя может быть причиной недостаточного внимания к ее выполнению.

Эксплуатация скважин требует устойчивой работы крепи, что обеспе­чивается формированием цементного камня вдоль ствола и заполнением им всего заколонного пространства, соответствием свойств камня (и всей крепи) требованиям, обусловленным внешними воздействиями (нагрузки, коррозия и т.д.). Количественно оценить все факторы сложно, что объяс­няется скудностью исследовательского материала, сложностью моделиро­вания процессов и сложностью получения достоверных результатов. Ос­новные трудности при этом заключаются в отсутствии информации (почти полное) об условиях, в которых предстоит формироваться цементному камню, и о свойствах материала, который образуется в скважине в резуль­тате замещения им бурового раствора.

Профиль ствола в азимут каждой его точки, расположение, глубина, форма и перемежаемость горных пород, состояние бурового раствора, сте­пень его «защемленности», размеры зон «защемленности», возникновение «центров» движения бурового раствора, толщина фильтрационной корки, размеры зон смешения бурового и тампонажного растворов, концентрация растворов по сечениям, а также события на границах — у стенок скважи­ны и обсадной колонны — явления случайные. Случайным является и сам факт качественного или некачественного разобщения пластов.

Цементирование скважин должно быть скорее некачественным, так как за один цикл закачки цементного раствора при принятой технологии невозможно добиться полного вытеснения бурового раствора без специ­альных мероприятий. Поэтому к качеству цементирования надо подходить как к явлению случайному и делать все возможное для его повышения. Ра­ботоспособность цементного камня также определяется рядом случайных событий.

Необходимо с начала бурения управлять процессами формирования ствола скважины, приближать его конфигурацию к «идеальному» цилинд­ру, создавать будущие условия работы цементного камня с учетом макси­мального срока безаварийной эксплуатации скважин и обеспечения охра­ны недр. Зачастую ствол получается таким, что заведомо может гарантиро­вать только некачественное цементирование вследствие создания такой конфигурации и такого профиля ствола, из которого полное вытеснение бурового раствора невозможно.

Негативным фактором является отсутствие (иногда полное) информа­ции о состоянии цементного камня в скважине. Используемые приборы фиксируют не качество цементирования, полноту вытеснения бурового раствора цементным, отсутствие или наличие каналов в цементном раство-

ре-камне, а некоторую разность плотностей растворов и камня на их гра­ницах, наличие или отсутствие контакта колонны (и только!) с цементным камнем — и все это неповторяемо, непостоянно и неоднозначно.

Высокое качество цементирования любых скважин включает два по­нятия: герметичность обсадной колонны и герметичность цементного коль­ца за колонной.

Качество цементирования скважин в настоящее время определяется неоднозначно, а соответствующие методы оценки порой дают противоре­чивые и взаимоисключающие результаты.

Высокое качество цементирования скважин (результат работы) следует отличать от успешного проведения процесса цементирования. Этот процесс может быть выполнен успешно, а качество цементирования останется низ­ким. Известны случаи, когда операция завершалась при чрезмерно боль­ших давлениях или в ходе ее отмечались поглощения либо другие ослож­нения, однако качество цементирования было высоким.

Для обеспечения герметичности при наличии тампонажных растворов высокого качества необходимо создать контакт безусадочного цементного камня, обсадной трубы и стенки скважины. В процессе цементирования не должно быть гидроразрыва пластов.

В обеспечении герметичности скважин одно из центральных мест за­нимает технология цементирования.

Под технологией цементирования нефтяных и газовых скважин следу­ет понимать соблюдение выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампо-нажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке и обеспечения контакта цементного раствора-камня с поверхно­стью обсадной колонны и стенкой скважины при сохранении целостности пластов.

Технологический процесс цементирования определяется геологиче­скими, технологическими и субъективными факторами. При анализе влия­ния различных факторов на качество цементирования скважин субъектив­ный фактор может не рассматриваться, так как предполагается, что опера­торы имеют необходимую квалификацию и нарушений в проведении тех­нологического процесса нет.

Технологические факторы необходимо совершенствовать, однако не все из них могут быть изменены. Геологические факторы следует тщатель­но изучать и учитывать при назначении определенных параметров техно­логического процесса. Например, склонность пород к гидроразрыву необ­ходимо брать за основу при назначении высоты подъема тампонажного раствора, изменении его плотности и обеспечении скорости движения рас­творов в заколонном пространстве.

Большинство технико-технологических факторов управляемые. Во всех случаях следует стремиться к тому, чтобы все режимные параметры оказывали воздействие на процесс цементирования для обеспечения пол­ного замещения бурового раствора тампонажным. Важное значение при этом имеют состояние ствола скважины, его чистота, конструкция скважи­ны, геометрия заколонного пространства и его гидродинамическая харак­теристика. На практике качественное цементирование скважин достигает­ся с большим трудом, если ему не уделено должное внимание еще в про­цессе бурения, т.е. при формировании ствола. Ускоренная проводка сква­жин без одновременного учета требований для последующего качественно-

го цементирования приводит к заведомо некачественному разобщению пластов.

К отличительным особенностям цементирования скважин относятся:

использование техники, которая позволяет цементировать скважины на достаточно высоком уровне;

разнообразие применяемых способов цементирования (сплошное, двухступенчатое, секциями, обратное и др.);

широкий ассортимент специальных тампонажных цементов, позво­ляющий охватить практически все геолого-физические условия скважин.

Как показывает опыт крепления скважин у нас в стране и за рубежом, повысить качество разобщения пластов можно, применяя комплекс меро­приятий технического характера и усовершенствуя технологию цементи­рования, а не изыскивая «универсальные» способы цементирования.

В настоящее время изучено значительное число факторов, опреде­ляющих качество цементирования скважин. К основным из них относятся те, которые обеспечивают контактирование тампонажного раствора с по­родами и обсадной колонной при наиболее полном вытеснении бурового раствора тампонажным с заданными свойствами и наименьших затратах средств и времени:

1) сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора,
его реологическая характеристика, седиментационная устойчивость, водо­
отдача и другие свойства;

2)     совместимость и взаимосвязь свойств буровых и тампонажных рас­
творов;

3)     режим движения буровых и тампонажных растворов в заколонном
пространстве;

4)     объем закачиваемого тампонажного раствора, время его контакта со
стенкой скважины;

5)     качество и количество буферной жидкости;

6)     режим расхаживания колонны в процессе цементирования;

7)     применение скребков;

8)     центрирование колонны;

9)   использование  элементов  автоматизации,  приспособлений и уст­
ройств для повышения качества цементирования.

При проведении цементировочных работ необходимо учитывать, что применение одного мероприятия требует осуществления или изменения другого. Так, очищение стенок скважины от глинистой корки скребками при расхаживании обсадных колонн в большинстве случаев не может быть выполнено без обработки используемых тампонажных растворов для сни­жения показателя фильтрации и т.д.

Таким образом, технологические факторы, способствующие повыше­нию качества цементировочных работ, взаимосвязаны и взаимозависимы.

Технологические свойства буровых и тампонажных растворов — это комплекс свойств указанных жидкостей, влияющих на наиболее полное замещение одной жидкости другой без нарушения процесса цементиро­вания.

К ним относятся реологические параметры, показатель фильтрации, абразивные свойства, седиментационная устойчивость, способность не за­густевать при взаимном перемешивании, сохранять подвижность в течение процесса цементирования и т.д. При основном цементировании такие свойства,   как  механическая  прочность  и  проницаемость  тампонажного

камня, не могут считаться технологическими, тогда как, например, при ус­тановке цементных мостов для забуривания стволов скважин прочность камня — это технологический параметр процесса.

На качество цементировочных работ влияют статическое и динамиче­ское напряжение сдвига бурового раствора, его вязкость и показатель фильтрации, а также толщина, механические свойства и проницаемость фильтрационной корки.

Даже при удовлетворительных характеристиках бурового раствора он не может быть вытеснен в полном объеме из-за наличия застойных зон и каверн. Глинистая корка остается на стенках скважины.

При закачке и продавке цементный раствор смешивается с глинистым. При этом иногда наблюдается сильное загущение смеси, что приводит к резкому повышению давления. Подбором оптимальных составов тампо-нажных растворов во многих случаях можно уменьшить загущение смесей или исключить его.

Успех работы по цементированию скважин часто определяется пока­зателем фильтрации тампонажных растворов. В результате отфильтровы-вания воды раствор становится вязким, труднопрокачиваемым, сроки схва­тывания его ускоряются. Если процесс цементирования осуществляется с очищением стенок скважины от глинистой корки, необходимо принимать эффективные меры для резкого снижения показателя фильтрации цемент­ного раствора.

Реологические характеристики тампонажных и буровых растворов оп­ределяются природой базисных материалов и наполнителей, зависят от их соотношения, количества и природы введенных реагентов, температуры, давления, конструктивных особенностей аппаратуры, методики определе­ния параметров.

Тампонажные (как и глинистые) растворы обладают свойством тиксо-тропии.

Вытеснение бурового раствора тампонажным характеризуется коэф­фициентом вытеснения кв. Под коэффициентом вытеснения бурового рас­твора тампонажным понимают отношение объема вытесненного бурового раствора AV (или закачанного цементного при отсутствии поглощения или проявления) к полному объему V скважины (с учетом объема труб) до вы­соты подъема тампонажного раствора.

Закономерности вытеснения одной жидкости другой изучены далеко не полностью даже для таких жидкостей, как вода, керосин, бензин, нефть и т.д. Что касается вязкопластичных жидкостей, какими являются буровой и тампонажный растворы, изучение процессов их смешивания и вытесне­ния в скважине еще более сложно. Так, чтобы обеспечить практически полное вытеснение этих растворов на отдельных участках скважины, необ­ходимо особым образом подготовить ствол скважины, оборудовать обсад­ную колонну, составить рецептуру буровых и тампонажных растворов и по определенной гидравлической программе закачать и продавить тампонаж­ный раствор до заданной высоты подъема.

Анализ лабораторных и промысловых данных показывает, что модели­ровать процессы смешивания и вытеснения буровых и тампонажных рас­творов сложно. Следует учесть, что в условиях скважины объем оставше­гося бурового раствора не ограничен объемом пристенного слоя: он оста­ется в кавернах, желобных выработках, застойных зонах, в виде глинистой корки и т.д. Существенно затрудняет изучение этих процессов наличие

желобов, каверн, прилегание обсадной колонны к стенкам скважины. Тео­ретические и экспериментальные исследования усложняются в случае тур­булентного течения вязкопластичных жидкостей, в первую очередь тампо-нажных растворов.

Существует несколько способов цементирования обсадных колонн. Все они могут быть разделены на две большие группы — первичные и вто­ричные (ремонтные, повторные, восстановительные) способы цементиро­вания нефтяных и газовых скважин. Первичные процессы цементирования проводятся после бурения (первичные), вторичные (ремонтные) — после первичных, обычно после некоторого периода работ в скважинах и нару­шения герметичности затрубного пространства или колонны, появления посторонних вод, прохождения газа по зацементированному затрубному пространству и т.д.

Каждая из названных групп может иметь подгруппы и подразделения.

Обратите внимание: