Совершенствование качества цементирования обсадных колонн на Южно-Приобском месторождении

R. FETSENETS, Gazpromneft-Khantos Co. Ltd., S. LYAKH, A. KUZNETSOV, E. NAYKOV, Halliburton Int Inc.

ООО «Газпромнефть-Хантос» уделяет большое внимание качеству строительства скважин на Южно-Приобском месторождении (Западная Сибирь), разработкой которого занимается с 2002 г. Одним из главнейших показателей качества строительства скважин является цементирование эксплуатационных колонн – как завершающий и наиболее ответственный этап, успешность которого определяет длительную, безаварийную и эффективную эксплуатацию. В то время, как некачественное цементирование может значительно снизить экономическую ценность скважины, требуя остановки добычи для производства дорогостоящих работ по исправительному цементированию.

В худшем случае может полностью разрушить продукт труда многих участников строительства скважины.

On using Halliburton Int Inc. technologies {in Gazpromneft-Khantos Co) increasing quality of wells construction at South-Priobskoe field (Western Siberia)

Показательным примером в совершенствовании качества крепления скважин является деятельность компании Halliburton Int. Inc., работающей на Южно-Приобском месторождении с 2005 г. Более 650 эксплуатационных колонн было зацементировано в период 2005 – 2009 гг. с постоянным поиском наиболее эффективных методов повышения качества крепления. Такой большой практический опыт позволил достичь к 2009 г. высокого качества цементирования эксплуатационных колонн, превышая отметку в 90% сплошного сцепления «цемент-колонна» в интервале продуктивных пластов (рис. 1, 2).

Рис. 1. Динамика качества цементирования за период 2005 – 2009 гг. (весь интервал цементирования)

Рис. 2. Динамика качества цементирования за период 2006 – 2009 гг. (интервал продуктивных пластов)

Значительное повышение качества крепления обсадных колонн на сегодняшний день достигается за счет применения ряда организационных, технических и технологических мер, таких, как: центрирование обсадной колонны, применение новой оснастки, совершенствование дизайна цементных растворов и буферов с применением различных химических добавок, оптимизация технологических режимов при цементировании, подбор сопоставимых буровых растворов.

Цементирование скважин является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважины. Выбор типа бурового раствора, дизайна и способов закачки цементных растворов во многом обусловлены особенностями геологического строения месторождения.

На Южно-Приобском месторождении строят скважины по S-образному профилю с зенитным углом до 55°. Конструкция скважины представляет собой: направление 120 – 300 м, кондуктор глубиной 820 – 1500 м и эксплуатационная колонна глубиной 2800 – 3800 м (рис. 3).

Рис. 3. Профиль скважины

Качественная изоляция пластов во многом зависит от правильного подбора мер, учитывающих технические и горно-геологические условия разреза скважины. Ниже приведены некоторые наиболее важные факторы:

Наличие в разрезе неустойчивых пород березовской свиты в интервале 900 – 1050 м по вертикали, кошайской свиты в интервале 1900 – 2100 м, нередко осыпающихся и дающих осложнения как в процессе бурения, так и при спуске эксплуатационных колонн.
Наличие слабых зон с низким давлением ГРП 11 МПа на глубине 1000 – 1600 м, создающее угрозу потери циркуляции во время бурения и цементирования эксплуатационных колонн.
Повышенные требования к прочности цементного камня из-за стрессовых механических нагрузок, возникающих во время перфорации колонны и проведения гидроразрыва пласта.
Смещение проектных забоев скважин до 2500 м.

Учитывая эти факторы, группа специалистов проводила кропотливую и тщательную работу по совершенствованию технологий цементирования, подбору компонентов цементных смесей с целью создания условий для достижения конечной цели – качественной изоляции эксплуатационных колонн.

Изменение диаметра эксплуатационных колонн с 178 мм на 168 мм увеличило зазор между колонной и стенками скважины и снизило гидравлические сопротивления в процессе цементирования. Это позволило значительно повысить производительность насосов во время продавки с 1,6 м³/ч до 2,1 м³/ч с целью оптимизации режима течения жидкостей в затрубном пространстве и наилучшего замещения бурового раствора (рис. 4).

Рис. 4. График работы в режиме реального времени на скважине №20535 куст 61 168 мм

Постоянная работа по совершенствованию буферных и промывочных жидкостей позволила подобрать оптимальный состав, обеспечивающий удаление фильтрационной (глинистой) корки с поверхности стенок скважины и обсадных труб, за счет чего улучшается адгезия цементного камня со стенками скважины и обсадной трубой. В качестве разделительного буфера применяется техническая вода. Объем буфера со временем увеличили с 4,7 м³ до 10 м³ для обеспечения максимального разделения бурового раствора от цементного. Промывочный буфер представляет раствор соли фосфата натрия плотностью 1,03 г/см³ с добавлением ПАВ, концентрация которых тщательно подбирается с учетом скважинных условий. Утяжеленный буфер «Scavenger» с высокой абразивной способностью объемом 3,2 м³ и плотностью 1,3 г/см³ составляет третий барьер и несет функцию окончательного вытеснения и замещения бурового раствора. Таким образом, трехкомпонентная буферная система достигает в затрубе длины 700 – 800 м, что увеличивает время контакта буфера с колонной и стенками скважины и обеспечивает практически полное замещение бурового раствора (без вероятности выброса при таком значительном снижении гидродинамического давления на пласты). Также проведено несколько успешных работ с применением реактивного буфера Super Flush, который, проникая в мельчайшие трещины открытого ствола, остается в них, а при взаимодействии с цементным раствором происходит быстрое схватывание последнего; таким образом образуется защитная цементная корка, которая предотвращает преждевременную водоотдачу цементного раствора даже при повреждении фильтрационной корки.

Одним из значительных факторов, влияющих на качество цементирования, является оптимально подобранные состав и плотность цементных растворов. Для использования в гельцементном растворе был выбран цемент марки ПЦТ-1-50. Плотность 1,5 г/см³ позволила осуществлять процесс без потери циркуляции. Для изоляции зон нефтяных пластов был применен цемент класса «G» с плотностью 1,95 г/см³ для развития как ранней, так и финальной прочности на сжатие. Применение современных понизителей водоотдачи в гельцементном и цементном растворах с оптимально подобранным процентом расширяющей добавки в растворе значительно улучшили качество контакта цемента с колонной, о чем свидетельствуют данные геофизических исследований. Также была проведена опытно-промышленная работа с применением эластомеров WellLife в цементном растворе – система «резиноцемент». Данная система повысила пластические свойства цементного камня и его способность сопротивляться циклическим и стрессовым нагрузкам (перфорация, опрессовки, гидроразрыв, добыча). Под эту технологию подбираются многопластовые скважины-кандидаты, где ожидается проведение двух и более гидроразрывов пластов.

Применение технической воды плотностью 1,0 – 1,01 г/см³ в качестве продавочной жидкости вместо бурового раствора с плотностью 1,16 – 1,18 г/см³, увеличило перепад давления между трубным и затрубным пространством по окончанию цементирования, и это, в свою очередь, привело к росту «прижимающей» силы цемента к обсадной колонне, уменьшая риск образования микрозазоров, а значит, и к улучшению сцепления между цементом и колонной.

Рис. 5. Верхняя продавочная (а) и нижняя разделительная пробки (б) типа «HWE»

Применение продавочных пробок типа «HWE» (High Wiping Efficiency) (рис. 5а) из высокопрочного пластика и резины с улучшенными свойствами обеспечило полную очистку внутреннего пространства обсадной колонны до обратного клапана. Применение разделительных резино-пластиковых пробок с мембраной (рис. 5б) позволило:

разделять буровой раствор от промывочного буфера
удалять буровой раствор со стенок колонны.

Задача качественного центрирования обсадной колонны в скважине для формирования равномерного и однородного цементного кольца вокруг трубы была успешно решена путем перехода от пружинных центраторов к полужестким.

Особо следует отметить работу ООО «Газпромнефть-Хантос» по совершенствованию систем буровых растворов на Южно-Приобском месторождении. Применение высокоингибированных пресных систем буровых растворов с сильным капсулирующим эффектом, повышающим стабильность активных глин и устойчивость ствола скважины при бурении, в сочетании с применением метода «упреждающей кольматации» в интервалах высокопроницаемых пород создало благоприятные условия для успешного крепления скважин.

Научно-технический прогресс не стоит на месте, и сложно было бы говорить о качественном цементировании без применения нового модернизированного лабораторного оборудования и техники. В 2009 г. был внедрен и освоен новый автоматизированный цементировочный агрегат CPT Y4 с бортовым компьютером FLECS и улучшенной смесительной системой RCMIIIR (рис. 6). Наличие дозирующего клапана в системе RCMIIIR позволяет подавать воду под напором в смесительную емкость, тем самым увеличивая качество замешивания и добиваясь идеального соблюдения плотности закачиваемых растворов. Бортовой компьютер последнего поколения FLECS пришел на замену ранее используемого UNIPRO. Выполнение работы проходит с контролем основных параметров автоматически и в режиме реального времени: давления в нагнетательной линии, плотности, расхода закачиваемых жидкостей, объемов жидкости по циклам закачки и ее суммарного объема (рис. 4).

Рис. 6. Автоматизированный цементировочный агрегат CPT Y4

Таким образом, за период 2005 – 2009 гг. компанией Halliburton Int. Inc. было выполнено более 650 работ по цементированию эксплуатационных колонн на Южно-Приобском месторождении. За параметр качества был выбран показатель сцепления цемента с колонной по результатам геофизических исследований после цементирования. Анализ качества крепления показал заметное увеличение контакта «сплошной+частичный» на всем интервале цементирования до 92% по сравнению с 63% в 2005 г. (рис. 1) и заметную тенденцию в увеличении доли сплошного сцепления в интервале продуктивных пластов до 91% в 2009 г.

Достигнутые показатели не являются окончательными, и в настоящее время продолжается совместная работа, направленная на совершенствование технологии крепления и повышение доли сплошного сцепления на всем интервале цементирования. Успешно ведутся работы по разработке новых гельцементных растворов с применением бентонита, микросфер, метасиликата натрия и пуццолановых добавок.

Повышение качества цементирования эксплуатационных колонн является комплексной задачей. Работа Halliburton Int. Inc. по предоставлению качественных услуг по цементированию для ООО «Газпромнефть-Хантос» и совершенствованию крепления скважин на Южно-Приобском месторождении является показательной для многих нефтяных и сервисных компаний, так как высокий профессионализм специалистов компаний обеспечивает успешное выполнение производственных программ.

Комментарии посетителей сайта