Приветствую всех.
Искал поиском аналогичные и широко развернутые темы по цементированию - не нашел, поэтому и решил создать такую.
Есть следующий вопрос: каким образом повысить качество цементирования эксплуатационных колонн в интервале перекрытия продуктивных горизонтов. Появилась проблема связанная с возникновением заколонных перетоков после освоения скважины (перфорации, проведения гидроразрыва пласта (ГРП), проведения кислотной обработки призабойной зоны пласта (СКО, ГКО)).
В настоящее время мы применяем следующие типы цементов для цементирования данных интервалов:
ПЦТ-I-100 (1,82 г/см3),
ПЦТ-I-G-CC1 (1,90 г/см3) все без каких либо добавок.
Я конечно понимаю что эффект можно получить от расширяющихся систем, вот и хочу услышать ваш опыт или ваши предложения по применяемым расширяющим и другим добавкам.
Давайте делится опытом 
К сожалению эта проблема появилась уже давно в Западной Сибири и сейчас является довольно актуальной особенно на старом фонде скважин.
Насколько мне известно, никакие расширяющие добавки в ХМАО и Томской области не применяют, особенно на старых месторождениях и тем более сегодня, когда на всем экономят.
Да и можно ли получить эффект от расширяющихся систем в сегодняшних условиях строительства, вскрытия и эксплуатации скважин? Тот же вопрос и про былые времена нефтянки в наших краях
У вас самого есть какие-либо соображения по этому поводу?
Есть некоторые предположения такие как:
1. повышения качества цементирования продуктивных интервалов за счет применение расширяющихся систем
2. применение заколонных пакеров для разобщения продуктивных горизонтов с маломощьными изолирующими перемычками, очень понравились саморасширяющиеся заколонные пакера компании Халибертон, но мы их не применяли
3. снижение воздействия на крепь скважины в процессе освоения скважины
- снижение внутренних избыточных давлений во время формирования цементного камня, с целью устранения "раздутия" колонны
- щедящие методы перфорации
Кто что думает?
Заколонные пакера, это один из эффективных методов предупреждения перетока жидкости из выше или нижележащего пласта в продуктивный. Но никто не задумывается при этом, что современем, при эксцентричном расположении обсадной колонны (особенно в горизонтальных участках), при проведении различных видов КРС, обнаруживаются негерметичности эксплуатационной колонны, которые в настоящее время мы пытаемся ликвидировать. Это особенно часто стало проявляться повсеместно в Западной Сибири на старом фонде скважин. Для предупреждения данных ремонтов необходимо оценить работоспособность применяемых в настоящее время пружинных центраторов. Я думаю, что всем понятно и давно известно о их непригодности в скважинных условиях. Буровые компании, при спуске обсадной колонны, стараются не применять их, а выбрасывать за обваловку. Лично мое мнение, необходимо давно пересмотреть саму технологию цементирования. Во первых, при строительстве скважины необходимо применение раздвижных гидравлических расширителей, которые позволяют расширить ствол одновременно при бурении. Во вторых, кто нибудь слышал о гидромеханических центраторах, приводящихся в рабочее положение при промывке скважины, перед цементированием? Дополнительный плюс - это натяжение колонны, при применении таких центраторов.
Renchik
применение центраторов дает конечно эффект но местного значения, не более чем на 1-2 метра от места установки центратора.
Вы когда нибудь пробовали поднимать трубу диаметром 146 мм, она при этом дает сильный прогиб, а в скваженных условиях - в наклонно направленных или горизонтальных она в любом случае будет лежать в центре, м/у муфтами. Имеется тому подтверждение, большое количество СГДТ, по толщиномеру видим муфту и центратор, значение кривых плотномера (в нашем случае 6 кривых) в интервале центратора и максимум на 2 метра выше и ниже его, имеют одинаковое значение плотности, далее идет разбежка - 3-4 с плотностью закаченного цементного раствора, 3-2 с заниженной плотностью. Т.е. не обеспечивается полное омывание тела трубы в процессе цементирования - что свидетельствует о наличие застойной зоны (лежачей колонне).
А кто нибудь применяет расхаживание колонны, или ее вращение для исключения образования застойных зон?
Доводилось проводить работы по цементированию скважины с расхаживанием колонны результат в принципе неплохой, но риск большой можешь поднять колонну ,а обратно она не полезет (был такой случай). Это расхаживание также может повлиять на работу устройств двухступенчатого цементирования, перепад давления особено у МЦП.
Опираясь на свой опыт скажу, что для высокого качества цементирования в Зап. Сибири нужно следующее: хороший буровой раствор(малоглинестый), хороший моющий буфер не менее 10 м3, в районе пластов расширяющий тампонажный материалне ниже 1,92 г/см3, выше облегченый тампонажный материал ( на основе микросфер). Фонари типа ЦЦ, ЦЦ2 в принцепе бесполезны, нужны типа ПЦ но это дорого.
По 2. применение заколонных пакеров: представьте месторождение с фондом несколько сотен или тысяч скв, оборудованных такими игрушками - по цене дороговато выйдет, наличие опыта применения - неизвестно, итог - единичные скв (может быть), ждем стоимости bbl в 140 бакинских...
По 3. снижение воздействия на крепь скважины в процессе освоения скважины
- снижение внутренних избыточных давлений во время формирования цементного камня: когда скв почти вертикальная, не глубокая (над этим надо поплотнее подумать) и уд вес бур раствора позволяет - можно попробовать. В ННС если уменьшить Рви, то геофизика может потом сильно огорчить, а там понеслось - определение не залитых зон - что не очень просто, повторный цементаж и... нету годовой премии - если еще повезет... А так спустить трубы попрочнее - и само собой отпадет.
- щедящие методы перфорации: поддерживаю руками, ногами и даже головой. Но во всех скв пока звучат одни канонады. Предлагать, настаивать и т.д. Потом внедрять, а то так и будут перетоки, дырявые колонны и др безобразия...
Вы когда нибудь пробовали поднимать трубу диаметром 146 мм, она при этом дает сильный прогиб...
Смотря какая толщина стенки и мех свойства стали трубы. От этого будет и зависеть прогиб. Как я уже говорил прочнее трубу. Да и самое интересное ее не поднять, а спустить - зачастую бывает довольно не просто...
... а в скваженных условиях - в наклонно направленных или горизонтальных она в любом случае будет лежать в центре, м/у муфтами.
Это так? В центре ствола скважины?
Т.е. не обеспечивается полное омывание тела трубы в процессе цементирования - что свидетельствует о наличие застойной зоны (лежачей колонне).
А как же "...она в любом случае будет лежать в центре, м/у муфтами..."?
Про фонари уже говорили..., но эти (ПЦ) дорогие, жалко столько будет потраченных денег впустую. За обваловкой может валяться и не будут, ну а вот где-нибудь на базе металлоприема - вполне вероятно.
фо гуд цемент джоб)) в условиях российской действительности необходим жесткий контроль за качеством исходных составляющих раствора (дорогие реагенты просто воруют) и режимом закачки оной смеси (фонари, турболизаторы вещь тоже нужная). Отсутствие кавернометрии (буры экономят время) и привет встречная заливка)) По поводу труб: дело не в трубах, а в резьбовых соединениях - решение вопроса например япона трубы тенарис, дорого. На Каспии Газпром после заливки спускает в скважины акустический прибор, который своим действием приводит в более однородное состояние цементный р-р. Вопрос о плохом цементаже возникает из-за разного понимания скважины между буровиками и геологами: первым надо побыстрее ее сдать, а в вторым с ней долгие годы работать..
Может кто по подробнее раскажет о аккустическом воздействии на цем.раствор во время ОЗЦ.
Что дало, какие результаты, какое оборудование?
В Зап. Сибири уже лет 7 применяют ДР-100 - расширяюшуюся добавку
В когалыме пробовали повысить качество с использованием оборудования "ИНЕФ". Специально подбирали технологию (частоты, продолжительность воздействия, тип прибора). Результат либо был нулевой либо незначительный. Технология не прижилась.
Хочу поделиться своим небольшим опытом. Цементаж скважин на подземных хранилищах газа-дело сложное, т.к. при глубинах от 820 до 1200м, Кан.(пласт. давл.) колеблется, в зависимости от времени года, от 0,85 до 1,35. Поэтом межколонки получают на 25-30% скважин, особенно при максимальных давлениях. Применяли следующие технологии:
1. Цементирование с разным сроком схватывания; забойная пачка с ускорителем, остальное с замедлителем, для исключения поступления флюида в заколонное пространство в процессе гидратации цемента, т.к. плотность цементного раствора в этот период стремится к жидкости затворения.
2. Затворение цемента на жидкости повышенной плотности (для тех же целей).
3. Использование в интервале пласта – коллектора и выше на 50-80м, сразу же после цементирования пороховых генераторов (эффект при небольшой глубине скважин, т.к. в глубокую пока спустишь на кабеле …) При этом цемент схватывается очень быстро и препятствует поступлению флюида в заколонное пр-во.
4. Цементирование с противодавлением на устье, для обеспечения равномерного подъема цемента и не допущения языкового подъема. Человек сидит на блоке дросселирования и следит за давлением на выходе (использовали пару раз, и сейчас мучают сомнения в эффективности этого).
5. Расчетный недоподъем цемента. Перед цементным р-ром, в след за буферной жидкостью пускали жидкость повышенной плотности, для обеспечения противодавления на пласт (опасно получить поглощение, но эффект есть).
6. Почти во всех случаях на ОЗЦ оставляли с избыточным давлением в затрубье 10-20атм.
7. Использование в газовых скважинах обсадных труб с высокогерметичными резьбовыми соединениями типа VAM TOP, TENARIS и др…Отечественные ОТТГ не проходят (фуфло), несмотря на заключения ВНИИгаза.