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/см³ 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

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 Р_опр = 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:

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

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.

В газовых скважинах герметичность устьевой части дополнительно проверяют путем опрессовки воздухом. Для этого в обсадную колонну спускают НКТ, межколонное пространство герметизируют при -помощи превентора или фонтанной арматуры, восстанавливают обратную промывку водой, в которую нагнетают воздух. После того как давление нагнетания достигнет максимума, задвижку на устье межколонного пространства закрывают, и в НКТ цементировочным насосом закачивают воду до тех пор, пока давление сжатого воздуха в межколонном пространстве не достигнет заданного давления.

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.

В процессе бурения объекты опробывают сверху вниз. После окончания бурения - снизу-вверх.

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 дм³), зарегистрировать характер изменения давления и температуры за период отбора.

Достоинства - минимальный объем подготовительных работ, минимальные затраты времени на спуск и подъем аппарата и отбор пробы, минимальная степень загрязненности объекта.

Недостатки - малый объем информации, что связано с ограниченной вместимостью баллона и с тем, что исследование охватывает лишь незначительную часть мощности объекта.

2. Аппараты, спускаемые на колонне бурильные труб. Их называют пластоиспытателями.

Основные недостатки пластоиспытателей - необходимость выполнения довольно значительного объема подготовительных работ, значительные затраты времени на СПО, возможность более существенного загрязнения подлежащего опробыванию объекта промывочной жидкостью за время подготовительных работ и спуска аппарата, большая стоимость работ.

3. Аппараты, сбрасываемые внутрь колонны бурильных труб непосредственно перед началом опробывания объекта. Такие аппараты позволяют опробывать тот объект, который в данный момент разбуривается. Основные достоинства - возможность опробывания объекта, пока он не загрязнен промывочной жидкостью; минимальные затраты времени на СПО и подготовительные работы; минимальная стоимость работ.

Недостатки - сравнительно малый объем отбираемой пробы и недостаточный объем получаемой информации, возможность их использования только в роторном бурении.

Аппараты первой и третьей группы используются в основном в качестве оперативных средств для получения первичной информации. Пластоиспытатель - в тех объектах, где подтверждено данными геофизики наличие нефти или газа.

Пластоиспытатели, спускаемые на бурильных трубах

Современный пластоиспытатель состоит из следующих узлов - фильтра, пакера, опробывателя (пластоиспытателя с уравнительным и главным впускным клапанами), запорного и циркуляционного клапанов.

Основные узлы трубного пластоиспытателя типа КИИ (комплект испытательных инструментов) УфНИИ, ГрозНИИ.

В состав КИИ входят:

Фильтр - предназначен для пропуска жидкости из пласта в пластиспытатель в период опробывания и для задержания сравнительно крупных частиц породы. Состоит из двух секций, разделенных между собой заглушкой. Верхняя секция представляет собой патрубок с резьбой на концах, в стенках которого профрезованы продольные щели. Нижняя секция имеет радиальные щели для сообщения со скважиной. Длина фильтр 3,5 - 1м.

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.

Пакер - служит для разобщения предлежащего опробыванию объекта от остальной части скважины. Используют пакеры механического и гиравлического действия. Пакер состоит из полого штока, на который насажены цилиндрический резиновый уплотнительный элемент, корпуса с верхним переводником, нажимной головки, лепестковой металлической опоры, нижнего переводника и шпоночного соединения для передачи вращения от корпуса к штоку и нижнему переводнику.

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.

Для их освобождения в компоновку включают гидравлический .

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.

В период спуска пластоиспытателя шток занимает наивысшее положение; отверстия впускного клапана закрыты гильзой, уравнительный клапан открыт. При создании же осевой нагрузки шток опускается относительно корпуса в нижнее положение: при этом сначала сальник закрывает уравнительный клапан, а затем нижний конец штока выходит из гильзы, открывая отверстия впускного клапана. Сжимающая осевая нагрузка может возникнуть при посадке инструмента на уступ, прихвате и т.д. чтобы впускной клапан не сработал, в опробывателе устанавливают тормозную камеру. Поршень тормозной камеры посажен с некоторой свободой по наружной проточке штока. Поршень делит полость камеры на две части - нижнюю и верхнюю. Они могут сообщаться друг с другом через узкий канал в поршне, если на испытатель действует сжимающая сила, а также через зазор большего сечения между поршнем и штоком, открывающейся в случае приложения к пластоиспытателю осевой растягивающей силы.

Когда шток под действием осевой сжимающей силы стремится опуститься вниз относительно корпуса, с ним также перемешается и поршень. Перемещению же поршня препятствует жидкость, находящаяся в нижней части камеры. Так как в этот период жидкость может перетекать из нижней в верхнюю полость только- через узкий канал в поршне, - то скорость опускания штока и поршня будет зависеть от гидродинамических сопротивлений этого канала, а длительность перемещения штока от размеров камеры.

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.

Циркуляционный клапан. Этот клапан позволяет промывать скважину после завершения опробывания и освобождения пакера, а также установить всевозможные ванны в случае прихвата бурильным труб. Цель промывки - заменить промывочную жидкость, которая могла б период опробывания газироваться, на свежую, негазированную, а также при необходимости, вытеснить пластовую жидкость из колонны бурильных труб на устье.

Измерительные приборы. Перед спуском в скважину в пластоиспытателе устанавливаются глубинные манометры и термометры. Они устанавливаются с целью регистрации давления и температуры. Рекомендуется устанавливать несколько глубинных манометров - в фильтре, между главным и запорным клапанами. Длительность работы глубинных приборов должна быть достаточной на весь период опробывания. Регулировка длительности работы приборов производится с помощью часового механизма.

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.