Качество вскрытия солесодержащей части разреза и водозащитных толщ
В нефтяных скважинах на территории ВКМКС
Интервал | Количество скважин, вскрывших интервал, шт. / % | ||||||
| Всего | в том числе с коэффициентом кавернозности | ||||||
| 1<k<=1,07 | 1,08<=k<=1,16 | k>1,16 | 1<k<=1,15 | 1,16<=k<=1,24 | k>1,24 | ||
| от башмака кондуктора до башмака технической колонны | 687 | 471 | 177 | 39 | ---- | ---- | ---- |
| 100% | 68% | 26% | 6% | ---- | ---- | ---- | |
| от кровли покровной до подошвы подстилающей каменной соли | 687 | 456 | 171 | 60 | ---- | ---- | ---- |
| 100% | 66% | 25% | 9% | ---- | ---- | ---- | |
| от подошвы покровной до кровли подстилающей каменной соли (отложения калийно-магниевых солей) | 687 | ---- | ---- | ---- | 495 | 97 | 95 |
| 100% | ---- | ---- | ---- | 72% | 14% | 14% | |
Анализ состояния открытого ствола глубоких нефтяных скважин и результатов оценки качества вскрытия соляного разреза ВКМКС свидетельствует о достаточно высоком уровне подготовки ствола скважин к креплению их техническими колоннами и для обеспечения надежной долговременной защиты соляной толщи от флюидов над- и подсолевых отложений разреза реализацией комплекса проектных технико-технологических средств цементирования обсадных колонн.
Надежность и долговечность разобщения соляной толщи от над- и подсолевого водоносных комплексов в нефтяных скважинаххарактеризуютсяфактически достигнутыми качественными показателями результатов цементирования кондуктора, технической и эксплуатационной колонн в интервалах, представленных безводными комплексами надсолевых, солесодержащих и подсолевых отложений. Это – непроницаемые породы водозащитной толщи в надсолевой части разреза, собственно солесодержащая часть разреза, представленная каменной и калийно-магниевыми солями, и непроницаемые породы глинисто-ангидритовой толщи в подсолевой части разреза.
|
|
|
При оценке фактически достигнутого качества разобщения в скважине соляной толщи от флюидов недр за основу приняты следующие качественные показатели:
- герметичность зацементированных обсадных колонн;
- установление наличия в заколонном пространстве цементного камня тампонажного материала и характера состояния контакта его с обсадными трубами и породами, слагающими стенки скважины;
- соответствие элементного и вещественного составов цементного камня, размещенного за обсадными колоннами, составам цементного камня лабораторных образцов оптимизированных составов тампонажных материалов, рекомендованных для использования при цементировании каждой конкретной обсадной колонны (кондуктор, техническая колонна) в каждой скважине;
- отсутствие заколонных перетоков флюидов недр;
- сохранность во времени состояния крепи скважин в целом и отдельных ее элементов в интервалах солесодержащей части разреза.
|
|
|
В процессе и по окончании строительства скважины выполняется оценка герметичности зацементированных в ней обсадных колонн их опрессовкой на внутреннее давление. С момента начала строительства нефтяных скважин на территории ВКМКС (с 1976 года) фактов негерметичности обсадных труб в составе зацементированных обсадных колонн (кондукторы и технические колонны) по результатам опрессовок не установлено.
Наличие цементного камня в заколонном пространстве кондукторов и технических колонн, характер состояния контакта его с обсадными трубами и породами, слагающими стенки скважины, устанавливаются по результатам, получаемым при выполнении исследований состояния крепи скважин косвенными (геофизическими) и прямыми методами.
В анализируемых скважинах, пробуренных за рассматриваемый период, выполнены исследования качества цементирования обсадных колонн косвенными методами – акустическая цементометрия и гамма-гамма цементометрия, по результатам которых представляется возможным оценивать состояние крепи скважин поинтервально.
На основе анализа результатов геофизических исследований, выполненных в пробуренных скважинах, установлено, что использованием магнезиального тампонажного материала РМФТМ обеспечено надежное разобщение водозащитных толщ и солесодержащей части разреза от над- и подсолевых флюидосодержащих горизонтов. Доля участков плотного контакта цементного камня с технической колонной и перекрываемыми ею породами вскрытого разреза в интервале от башмака кондуктора до башмака технической колонны составляет 0,938, в солесодержащей части разреза (от кровли покровной до подошвы подстилающей каменной соли) – 0,933, в отложениях калийно-магниевых солей – 0,797, в продуктивной соляной толще – 0,896. Остальная часть в зацементированных интервалах представлена участками частичного контакта цементного камня с солевыми породами и обсадными трубами. Такой результат дает основание утверждать, что соляная толща в подавляющем большинстве пробуренных скважин на момент проведения в них последнего исследования качества цементирования геофизическими методами надежно защищена от негативного воздействия на нее флюидов вскрытого разреза. На рисунке 9 приведены типичные диаграммы качества цементирования технических колонн, перекрывающих солесодержащую часть разреза в некоторых скважинах.
|
|
|
Из прямых методов исследования, которые дают более полную и наиболее достоверную информацию о фактически достигнутых результатах цементирования обсадных колонн и о состоянии крепи во времени, реализованы:
|
|
|
- инструментальные исследования вещественного (фазового) и элементного составов скважинных образцов цементного камня, отобранных в процессе цементирования обсадных колонн (исследования проводятся с 1995 года). По результатам таких исследований выполняется сравнительный анализ с целью установления соответствия вещественного и элементного составов этих образцов вещественному и элементному составу лабораторных образцов цементного камня тампонажных материалов, рекомендованных по результатам лабораторных авторских анализов к использованию для цементирования кондукторов и технических колонн в конкретных скважинах;
- отбор натурных образцов крепи скважин (обсадная колонна – цементный камень – порода) в интервалах, перекрываемых технической колонной, и последующее исследование отдельных элементов отобранных образцов крепи инструментальными методами ЭМС, РФА, МЗ (этот вид работ выполняется с 1984 года).
Рис. 9. Диаграммы качества цементирования обсадных колонн
Косвенная информация о фактически достигнутом высоком качестве разобщения в скважинах соляной толщи от флюидосодержащих горизонтов дополнена объективными данными прямого метода исследования образцов крепи. Этот метод позволяет визуально оценить характер связи цементного камня с обсадными трубами и породами стенок скважины, оценить динамику изменения вещественного и элементного составов цементного камня в заколонном пространстве, а также оценить сохранность во времени стальных обсадных труб технической колонны в коррозионно-активной солесодержащей части разреза.
Для получения таких данных с 1984 года на территории ВКМКС в нефтяных скважинах проводятся работы по отбору натурных образцов крепи и инструментальные исследования этих образцов.
По состоянию на 01.01.2011 года в 17 скважинах (одна – контрольная, 4 – опытные глубокие (ОГН), две – разведочные, 10 – эксплуатационные) сверлящим керноотборником СКМ 8-9 в общей сложности отобрано 396 образцов крепи (таблица 7), причем в 4 скважинах (8-К, 29-ОГН, 48-ОГН и 139-Лог.) отбор образцов повторен с разрывом во времени от одного года до 23 лет.
Рентгенографические, электронно-микроскопические, физико-механические и физико-химические исследования отобранных образцов выполнены в ПермГТУ (г. Пермь), МГУ (г. Москва), ОАО «ВНИИГ», ОАО «ВНИИМеханобр», ГСФ «Минерал», ИГГД РАН, СпбГУ (г. С-Петербург). В результате получена объективная информация о структуре, элементном и фазовом (вещественном) составе, прочности и проницаемости цементного камня в заколонном пространстве, а также о характере связи и состоянии контакта цементного камня с обсадной трубой и солевыми породами, слагающими стенки скважины в интервалах отбора образцов крепи (электронно-микроскопические исследования, микрозондирование).
Рентгенофазовым анализом установлено, что во всех образцах цементного камня, находившегося в заколонном пространстве от трех до 23 лет, отсутствуют соединения, свидетельствующие о ходе каких-либо коррозионных процессов в цементном камне.
Некоторые результаты исследований фазового и элементного составов цементного камня отобранных образцов крепи приведены в таблице 5 Свидетельством высокой степени сохранности во времени цементного камня расширяющегося магнезиально-фосфатного материала за технической колонной в скважине № 29-ОГН является тождественность его состава в эталонном образце (обр. № 301-1), отобранном в 1986 г., составам цементного камня в образцах, отобранных в том же интервале в 2000 г. (обр. №№ 301-2 – 301-10).
Выполненными исследованиями установлено также, что абсолютная газопроницаемость цементного камня образцов крепи сохраняется практически неизменной и находится в пределах (0,18-0,23) . 10–3 мкм2, а прочность на сжатие остается на уровне исходных значений в пределах от 68 до 76 МПа.
Электронно-микроскопическими исследованиями фрагментов крепи, представленных сростками цементного камня с солями, установлена кристаллохимическая связь между ними (рисунок 10). Такая связь, сформированная через эпитаксиальную оксихлоридно-фосфатную пленку, обеспечивает флюидонепроницаемость поверхности контакта «соль – цементный камень». Специально выполненными лабораторными исследованиями установлено, что прорыв воды по поверхности такого контакта происходит лишь при градиенте давления в 60-90 раз превышающем фактически имеющий место в скважинах на территории ВКМКС. Этими же исследованиями установлено, что сформировавшаяся в составе крепи через фосфатную пленку кристаллохимическая связь между обсадной трубой и цементным камнем тампонажного материала обеспечивает флюидонепроницаемость поверхности контакта «обсадная труба – цементный камень» даже при градиенте давления, в 200 раз превышающем фактически имеющий место в нефтяных скважинах на территории ВКМКС.
Таблица 5
Результаты рентгено-фазового анализа и микрозондирования образцов цементного камня РМФТМ
| № образца | Дата отбора образца | Глубина отбора образца, м | Содержание фазы, % | Содержание элемента, % | ||||||||||||||
| 3-форма | 5-форма | MgO | MgCO3 | Mg(OH)2 | NaCl | KCl | P | Mg | Cl | Ca | Fe | K | Na | Si | S | |||
| 301-1 | 08.1986 | 331,0 | 7 | 85 | 6 | - | 1 | 1 | - | 0,4 | 56,2 | 37,6 | 1,7 | 1,3 | 1,0 | - | 0,8 | 0,9 |
| 302-1 | 12.2000 | 318,0 | 8 | 88 | 3 | - | - | 1 | - | 0,4 | 54,0 | 38,3 | 4,0 | 1,3 | 0,5 | - | 0,6 | 0,9 |
| 303-1 | 12.2000 | 317,0 | 9 | 87 | 3 | - | - | 1 | - | 0,3 | 54,3 | 37,6 | 3,7 | 1,0 | 1,7 | - | 0,6 | 0,8 |
| 304-1 | 12.2000 | 311,4 | 8 | 83 | 7 | - | 1 | 1 | - | 0,4 | 53,5 | 38,5 | 4,2 | 1,5 | 0,3 | - | 0,8 | 0,9 |
| 305-1 | 12.2000 | 281,0 | 11 | 80 | 7 | - | - | 1 | - | 0,4 | 54,5 | 38,3 | 2,5 | 1,1 | 1,7 | - | 0,7 | 0,8 |
| 306-1 | 12.2000 | 274,5 | 8 | 81 | 10 | - | - | 1 | - | 0,5 | 58,0 | 35,4 | 1,7 | 1,2 | 1,7 | - | 0,6 | 1,0 |
| 307-7 | 12.2000 | 285,0 | 8 | 83 | 8 | - | - | 1 | - | 0,5 | 57,0 | 36,9 | 1,5 | 1,4 | 1,1 | - | 0,6 | 1,0 |
| 308-1 | 12.2000 | 286,1 | 9 | 82 | 7 | - | - | 1 | - | 0,3 | 56,5 | 36,7 | 1,8 | 1,2 | 1,9 | - | 0,7 | 0,9 |
| 309-1 | 12.2000 | 310,2 | 6 | 81 | 7 | 1 | 1 | 3 | 1 | 0,4 | 46,7 | 42,7 | 3,9 | 1,1 | 1,5 | 2,7 | 0,5 | 0,5 |
| 310-1 | 12.2000 | 268,1 | 8 | 82 | 9 | - | - | 1 | - | 0,3 | 57,8 | 36,8 | 1,8 | 1,0 | 1,0 | - | 0,5 | 0,7 |
Рис. 10. Образцы сростков магнезиального цементного камня с солями
Использованием с 2004 года для цементирования второй ступени эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах на территории ВКМКС расширяющегося магнезиального тампонажного материала РМФТМ-МКП практически решена задача получения в интервале спуска технической колонны цементного кольца, формирующего плотный, акустически прозрачный контакт цементного камня с обеими колоннами (рисунок 6). Этим обеспечена возможность методом акустической цементометрии осуществлять контроль состояния цемента крепи скважины в солях через две стальные колонны, что важно для суждения о сохранении во времени герметичности заколонного пространства в солесодержащей части разреза.
Дата добавления: 2021-04-24; просмотров: 348; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!