Проблемы выбора и оценки тампонирующих свойств цементных растворов (в порядке обсуждения)

UDK: 622.245.42
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-32-36
Ключевые слова: тампонирующие свойства, поровое давление суспензий, заколонные перетоки, начальный градиент фильтрации, коэффициент суффозии суспензий
Авт.: К.А. Джабаров, к.т.н.

Отмечено, что для решения проблемы заколонных перетоков жидкостей и газов в скважинах, необходимо больше информации о тампонирующих свойствах цементных растворов (ТСЦР), используемых при цементировании обсадных колонн. В период ожидания затвердевания цемента гидростатическое давление в заколонном пространстве снижается, что приводит к притоку пластового флюида в скважину, разрушению еще слабой структуры цементной суспензии и образованию в ней каналов, по которым в последующем происходят межпластовые перетоки. Предложен перечень критериев ТСЦР, необходимый и достаточный для оценки интенсивности фильтрационно-суффозионых потоков и состояния целостности структуры цементной суспензии. В качестве критерия фильтрационных свойств рассмотрен так называемый начальный градиент, характеризующий условия начала движения поровой жидкости в структуре цементной суспензии. В качестве второго критерия ТСЦР предложено использовать характеристику начала разрушения фильтрационным потоком структуры скелета твердой фазы тампонажной суспензии и начала образования каналов перетоков в заколонном пространстве скважины. Выполнен анализ методов экспериментальной оценки указанных критериев ТСЦР. Показано, что вследствие нестабильности свойств цементных суспензий принципиально важна привязка критериев ТСЦР к какому-либо характеристическому моменту времени. В качестве такого момента целесообразно использовать окончание репрессии на пласт – начало притока пластового флюида в скважину. Дано описание нескольких способов определения периода репрессии на пласт, из которых наиболее информативным является тот, который использует динамику порового давления тампонажных растворов. Рекомендована методика получения кривых порового давления цементных суспензий, пригодная к использованию, в том числе, и в производственных лабораториях. Приведена методика оценки качества изоляции пластов в период ожидания затвердевания цемента и некоторые способы предотвращения заколонных перетоков.

Список литературы

1. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины / Д.К. Левайн [и др.] // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1980. – № 10. – С. 8–17.

2. Рекомендации для передовых методов цементирования / R.T. Oskarsen [at al.] // Нефтегазовые технологии. – 2010. – № 4. – С. 26–29.

3. Orszulik S. Environmental Technology in the Oil Industry. – Springer 2016.

4. Гайворонский А.А., Шульга Г.П. Исследование тампонирующих свойств цементных растворов / В сб. Совершенствование технологии бурения // ВНИИБТ. – 1965. – Вып. 14.– С. 77–91.

5. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – 1970. – № 7. – С. 9–16.

6. Геранин М.П., Соловьев Е.М. Оценка тампонирующей способности цементных растворов // Газовая промышленность. – 1972. – № 2. – С. 4–7.

7. Хадур М.Х. Формирование давления цементных растворов в скважине в связи с газонефтеводопроявлениями в период ОЗЦ: дис. ... канд. техн. наук. – М., 1991. – 247 с.

8. Джабаров К.А. Математическое моделирование процессов формирования заколонных перетоков в скважине в период ожидания затвердевания цемента // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 67–71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-67-71

9. Изучение природы газопроявлений после цементирования обсадных колонн / Р.И. Щищенко [и др.] // Газовая промышленность. – 1965. – № 9. – С. 7–11.

10. Федоров В.Н. Исследование падения порового давления в цементных растворах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2011. – № 5. – С. 48–53. – http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Fedorov/Fedorov_1.pdf

11. А.с. 599051 СССР. Способ определения герметизирующей способности тампонажных растворов / В.В. Грачев, В.Д. Малеванский; заявитель Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов. – № 2133800; заявл. 14.05.1975; опубл. 25.03.1978.

12. Grant W.H., Dodd E.L., Gardner C.A. Simplified Slurry Design Increases Wellsite Success // SPE-16135-PA. – 1989. – https://doi.org/10.2118/16135-PA

13. Джабаров К.А. Методы определения порового давления и нефтегазоизолирующей способности цементных растворов. – М.: ВНИИЭгазпром. – 1991. – 24 с.

14. А.с. 1537796 СССР. Устройство для определения порового давления и тампонирующей способности тампонажных растворов / К.А. Джабаров; заявитель Московский инфтитут нефти и газа им. И.М. Губкина. – № 4323568; заявл. 02.11.1987; опубл. 23.01.1990.


Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.