|
должно дополнять текущее гидростатическое от твердеющего раствора до давления в конце процесса цементирования. Необходимым условием получения этой зависимости является наличие кривой падения давления на пласт в процессе твердения цементного раствора. Известными опытами [68] была экспериментально получена кривая изменения давления тампонажного раствора из Стерлитамакского портландцемента плотностью 1820 кг/м3, растекаемостью 24 см, В/Ц = 0,5, представленная на рис 4.9. Начало схватывания раствора 7 час.ЗО мин., конец схватывания 10 час. 50 мин. Через 5 часов давление столба цементною раствора достигло давления столба воды, а через 15 часов давление упало до нуля, после чего стало отрицательным. Снижение водоцементного отношения увеличиваеткрутизну падения кривой, а разбавление растворов до В/Ц = 0,6 затягивает время падения давления от нуля до 27 часов. Проведенные опыты позволил определить график изменения противодавления с целью предотвращения газопрорыва на ранних стадиях твердения. Максимальная величина избыточного давления назначается из условия Ртах = (Ртр. ‘ Д) #-Н-0,1 (4.3) где Рпьр. плотность тампонажного раствора; рв плотность воды затворения; II высота подъема тампонажного раствора над газовым пластом. При наличии в разрезе скважин нескольких газоносных или низконапорных пластов величина избыточного давления определяется по отношению к пласту, обладающему наименьшим градиентом гидроразрыва. Время начала создания избыточного давления и закон его изменения определяется по зависимости Р =/((), которая является зеркальным отображением кривой изменения давления веса столба твердеющего тампонажного раствора, представленные на рис.4.10. Изменение величины избыточного давления на устье должно производиться плавно и не превышать 0,5 МПа за один раз. Действие избыточного давления на устье скважины прекращается только после окончания ОЗЦ в затрубном пространстве скважины. Авторы [68] считают, что наиболее приемлем этот способ для скважин с одним продуктивным пластом, что наиболее часто встречается при цементировании эксплуатационных колонн на подземных хранилищах газа. Однако мы считаем, что предлагаемый способ возможно и необходимо использовать и для многопластовой нефте-, водонасыщенной залежи, при условии, что вышележащие проницаемые, флюидонасыщенные пласты изолируются последовательно по мере вскрытия сверху вниз. В таком случае, к началу процесса вскрытия и крепления основного продуктивного интервала мы имеем ствол скважины, характеризующийся повышенной прочностью и герметичностью, что позволяет индивидуально, селективно подойти к выбору технологических режимов цементирования, выбору величины избыточного давления и т.д. Причем эффективность его будет выше для растворов с повышенной седиментационной устойчивостью, к которым относится и разработанный гидрофобный тампонаж111 |
Наряду с вышеперечисленным, проведенные мероприятия способствуют созданию более прочного и герметичного ствола скважины, выдерживающего более высокие депрессии и репрессии, что является одним из главных условий качественного разобщения флюидонасыщенных пластов. Причем предлагаемый комплекс составов для первичного вскрытия, создания защитного экрана и разобщения проницаемых пластов в интервале продуктивных отложений содержит в своем составе единый, объединяющий их составной элемент мелкодисперсный гидрофобный реагент «Кварц», что снижает вопроницаемость и повышает прочность сцепления образующейся единой взаимосвязанной системы крепи «фильтрационная корка кольматационный экран тампонажный камень». Как известно, герметичность заколонного пространства, наряду со многими другими причинами, в частности низкой седиментационной устойчивостью тампонажных растворов может нарушаться в период ожидания затвердевания цемента, за счет снижения гидростатического давления тампонажного раствора на пласт и прорыва в этот момент флюидов, насыщающих проницаемые пласты [21, 52, 58, 59, 60, 61-67]. Для предотвращения этого необходимо создавать избыточное давление в затрубном пространстве скважины для компенсации убыли давления на пласт, причем в любой момент времени добавочное давление должно дополнять текущее гидростатическое от твердеющего раствора до давления в конце процесса цементирования. Необходимым условием получения этой зависимости является наличие кривой падения давления на пласт в процессе твердения цементного раствора. Известными опытами [68] была экспериментально получена кривая изменения давления тампонажного раствора из Стерлитамакского портландцемента плотностью 1820 кг/м3, растекаемостью 24 см, В/Ц = 0,5, представленная на рис 3.9. Начало схватывания раствора 7 час.ЗО мин., конец схватывания 10 час. 50 мин. Через 5 часов давление столба цементного раствора достигло давления столба воды, а через 15 часов давление упало до нуля, после чего стало отрицательным. Снижение водоцементного отношения увеличивает 89 крутизну падения кривой, а разбавление растворов до В/Ц = 0,6 затягивает время падения давления до нуля до 27 часов. Проведенные опыты позволил определить график изменения противодавления с целью предотвращения газопрорыва на ранних стадиях твердения. Максимальная величина избыточного давления назначается из условия 90 Ртах ~ (рт.р. т Ро) ’У ’Н 0,1 (3.10.) где рт.р. плотность тампонажного раствора; рв плотность воды затворения; Н высота подъема тампонажного раствора над газовым пластом. При наличии в разрезе скважин нескольких газоносных или низконапорных пластов величина избыточного давления определяется по отношению к пласту, обладающему наименьшим градиентом гидроразрыва. Время начала создания избыточного давления и закон его изменения определяется по зависимости Р = 1(1), которая является зеркальным отображением кривой изменения давления веса столба твердеющего тампонажного раствора, представленные на рис.3.10. Изменение величины избыточного давления на устье должно производиться плавно и не превышать 0,5 МПа за один раз. Действие избыточного давления на устье скважины прекращается только после окончания ОЗЦ в затрубном пространстве скважины. Авторы [68] считают, что наиболее приемлем этот способ для скважин с одним продуктивным пластом, что наиболее часто встречается при цементировании эксплуатационных колонн на подземных хранилищах газа. Однако мы считаем, что предлагаемый способ возможно и необходимо использовать и для многопластовой нефте-, водонасыщенной залежи, при условии, что вышележащие проницаемые, флюидонасыщенные пласты изолируются последовательно по мере вскрытия сверху вниз. В таком случае, к началу процесса вскрытия и крепления основного продуктивного интервала мы имеем ствол скважины, характеризующийся повышенной прочностью и герметичностью, что позволяет индивидуально, селективно подойти к выбору технологических режимов цементирования, выбору величины избыточного давления и т.д. Причем эффективность его будет выше для растворов с повышенной седиментационной устойчивостью, к которым относится и разработанный гидрофобный тампонажный материал, поскольку они в начальной период твердения обладает выраженными свойствами жидкости, а не твердого тела, и способна передавать через себя давление, что и позволяет эффективно реализовать предложенный способ. 3. 5. Разработка и исследование гидрофобного тампонажного материала Для предотвращения фильтрации пластовых жидкостей или газа тампонажный раствор должен оказать достаточное сопротивление проникающему из пласта флюиду, т.е. этот раствор должен обладать низкой проницаемостью и достаточно высокой суффозионной устойчивостью. Это необходимое условие создания герметичного затрубного пространства, особенно для строительства скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, т.е. в условиях высокой обводненности. Однако каналы фильтрации и заколонные проявления и перетоки могут возникнуть и по неплотному контакту цементного камня между обсадной колонной и слагающими разрез скважины горными породами, образовавшегося вследствие неполного вытеснения бурового раствора тампонажным, и в результате быстрого седиментационного расслоения раствора, а также усадочных (контракционных) явлений при твердении тампонажного раствора камня, коррозионного разрушения цементного камня агрессивными пластовыми флюидами т.д. Многие из рекомендуемых способов предотвращения суффозион91 |