Применение резинополимерной смеси LOCKCEM™ для предотвращения перетоков пластовых флюидов и газа между пластами по затрубному пространству

LockCem™ Resin -Cement System Application for a Prevention of Formation Fluid Crossflow through Annulus

VELIKAYA N.R.1,
ZYRYANOV V.S.1,
VOLOGDIN D.A.2,
BAKLUSHIN M.V.3
1 Halliburton
Tyumen, 625003, Tyumen region, Russian Federation
2 Halliburton
Novy Urengoy, 629300,
Yamalo-Nenets Autonomous Okrug, Russian Federation
3 «NOVATEK»
Tyumen, 625000,
Russian Federation

Отражена тема резинополимерной смеси LockCem™, являющейся разработкой компании Halliburton – для предотвращения перетоков флюидов и газа между пластами по затрубному пространству. Имеет большое преимущество перед традиционными решениями. Данная система успешно применяется на месторождениях «НОВАТЭК».

LockCem resin-polymer cement blend is the technology developed by Halliburton for the purpose of preventing formation water or gas crossflow through annulus. It has great advantages over traditional solutions.
The resin-polymer cement system has been successfully applied at NOVATEK fields.

Геологический разрез скважин на месторождениях «НОВАТЭК» представлен преимущественно чередованием газо/нефте/водоносных песчаных пластов в интервале промышленной добычи. Эксплуатационная колонна спускается с целью перекрытия неустойчивых глин над кровлей продуктивного пласта и цементируется до устья. Продуктивный нефтеносный пласт вскрывается нецементируемым хвостовиком, спускаемым в ствол скважины диаметром 155,6 мм. Над нефтяным пластом залегает водоносный коллектор, из которого с большой вероятностью возможны перетоки в продуктивный нефтяной пласт. Следовательно, крайне важно предотвратить возможную миграцию флюидов из вышележащих пластов в продуктивный пласт.
Для решения этого вопроса традиционно устанавливается заколонный пакер ниже водо- и газоносных пластов (рис. 1). Расширяющийся элемент пакера направлен на обеспечение надежной изоляции между обсадной колонной и стенкой скважины. Однако применение пакера имеет ряд технических и технологических ограничений, таких как риски, связанные с неактивацией или ранней активацией пакера, приводящие к непроизводительному времени (НПВ). Также для установки пакера необходимо знать точный диаметр ствола скважины в интервале установки.
В качестве альтернативного решения использованию заколонных пакеров в открытом стволе с целью изоляции продуктивного пласта от заколонных перетоков из вышележащих водо- и газоносных пластов на месторождении «НОВАТЭК» успешно применяют технологию закачки цементного раствора LockCem™ (рис. 2). Данная технология заключается в закачке резинополимерного цементного раствора в интервале открытого ствола над продуктивным пластом. Резинополимерный цементный состав LockCem™ обладает более высокой прочностью на сжатие, упруго-эластичными свойствами, низкой водоотдачей, отсутствием усадки в процессе гидратации, а также отсутствием свободной воды по сравнению со стандартными цементыми растворами.
Первичным/основным средством гидроизоляции является цементный камень. Заколонные пакеры рассматриваются только как вторичный заколонный барьер. Несмотря на то, что заколонные пакеры призваны выдерживать требуемое дифференциальное давление и эффективно предотвращать миграцию флюидов, они являются механическими устройствами, что влечет за собой вероятность их повреждения при спуске в скважину или нештатную активациию.
В качестве альтернативного решения использованию заколонных пакеров в открытом стволе с целью изоляции продуктивного пласта от заколонных перетоков из вышележащих водо– и газоносных пластов на месторождении «НОВАТЭК» успешно применяют технологию закачки цементного раствора LockCem™.
Предложенная компанией Halliburton технология заключается в закачке LockCem в интервале открытого ствола над продуктивным. Система LockCem является комплексным составом, состоящим из портландцемента, химических добавок и резинополимерного раствора и используется для улучшения качества сцепления между цементным камнем и обсадной колонной.
Данная система позволяет эффективно изолировать продуктивную зону от миграции пластовых флюидов из вышележащих пластов и имеет ряд преимуществ перед использованием пакера. Она не ограничена диаметром ствола (величиной коэффициента кавернозности).
Первичным/основным средством гидроизоляции является цементный камень. Заколонные пакеры рассматриваются только как вторичный заколонный барьер. Несмотря на то, что заколонные пакеры призваны выдерживать требуемое дифференциальное давление и эффективно предотвращать миграцию флюидов, они являются механическими устройствами, что влечет за собой вероятность их повреждения при спуске в скважину или нештатную активациию.
Исследования, проведенные в независимых лабораториях, показали, что добавление резинополимерной составляющей в базовый цементный раствор позволяет:
• Снизить проницаемость в сравнении со стандартными цементными растворами, т.к. резинополимерная составляющая заполняет поровое пространство в цементной матрице (рис. 3 и 4).
• Улучшить механические свойства в сравнении со стандартными цементными растворами. На 26 % увеличилась прочность, на 10 % уменьшился модуль Юнга, на 10 % увеличился коэффициент Пуассона (табл. 1).
• Улучшить сцепление цементного камня с колонной. Увеличение интервалов спрошного контакта цементного камня с обсадной колонной составило в среднем 15 % в сравнении со стандартными цементными растворами.
Абсолютная проницаемость по газу образцов резинополимерного цементного камня, определенная путем лабораторных исследований, составляет порядка 0,015 мД при открытой пористости по газу около 22 %. Абсолютная проницаемость по жидкости в пластовых условиях по результатам лабораторных исследований отсутствует.
Данный резинополимерный цементный раствор создает надежный барьер, исключающий миграцию воды и газа из вышезалегающих пластов в продуктивный нефтяной пласт. Интерпретация предоставленных заказчиком данных АКЦ свидетельствует об улучшении сцепления, повышении сплошного контакта более чем на 15 % по сравнению со стандартными работами по цементированию. Компанией «НОВАТЭК» не были зафиксированы случаи перетоков пластовых флюидов в продуктивный пласт из вышележаших после закачки резинополимерного цементного раствора.
Предложенная технология в качестве альтернативы заколонному пакеру имеет ряд преимуществ:
• Обеспечивает длительную изоляцию продуктивного пласта от миграции пластовых флюидов из вышележащих водо- и газоносных пластов за счет упруго-эластичных свойств.
• Коэффициент кавернозности, не является критичным фактором при изоляции резинополимерным цементным раствором (к сравнению, коэффициент расширения герметизирующего элемента пакера, как правило, не превышает 1,3 — 1,4).
• Мощность разобщаемого интервала и высота образуемого барьера не ограничена высотой пакера, т.к. возможно закачать любой объем резинополимерного цементного раствора, рассчитанный для конкретных скважинных условий в зависимости от требований и поставленных задач.
• Независимо от геометрии скважины, благодаря своей низкой вязкости он стремится заполнить пустоты и каверны.
• Исключает потенциальные технологические риски, связанные с неактивацией или преждеверменной активацией пакера.
• Позволяет снизить время на строительство скважин за счет исключения дополнительных операций установки и активации пакеров.
На данный момент на месторождениях «НОВАТЭК» было проведено почти 40 операций с использованием системы LockCem в качестве альтернативы заколонному пакеру. Резинополимерный цементный раствор с целью исключения миграции в продуктивный пласт применяется с 2017 г.
Применение резинополимерного цементного раствора создало надежный барьер, позволяющий предотвратить миграции жидкостей и газов в продуктивный коллектор. Улучшенные упруго–эластичные свойства резинополимерного цементного раствора помогли предотвратить повреждение цементного камня под воздействием знакопеременных нагрузок во время строительства и эксплуатации скважины.
Данный резинополимерный цементный раствор создает надежный барьер, исключающий миграцию воды и газа из вышезалегающих пластов в продуктивный нефтяной пласт. Интерпретация предоставленных заказчиком данных АКЦ свидетельствует об улучшении сцепления, повышении сплошного контакта на более чем 15 % по сравнению со стандартными работами по цементированию. Компанией «НОВАТЭК» не были зафиксированы случаи перетоков пластовых флюидов в продуктивный пласт из вышележаших после закачки резинополимерной цементного раствора, что позволяет судить об эффективности данного метода, позволяющего увеличить рентабельность вложений в строительство скважины за счет исключения затрат на стоимость пакера, временых затрат на его установку и активацию, а также проведение РИР в случае отсутствия герметизации затрубного пространства пакером.
Применение резинополимерного цементного раствора позволило создать надежный барьер для предотвращения миграции жидкостей и газов в продуктивный пласт. Улучшенные упруго-эластичные свойства резинополимерного цемента обеспечили целостность цементного камня под воздействием знакопеременных нагрузок во время строительства и эксплуатации скважины. Введение резинополимерной составляющей в стандартный цементный раствор повышает прочность, снижает проницаемость по жидкости и газу, обеспечивая тем самым высокую эффективность барьера на пути миграции жидкости/газа. Применение этой системы позволило «НОВАТЭК» сократить (НПВ). На сегодняшний день LockCem является премиальным решением для обеспечения длительной изоляции затрубного пространства скважин.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Великая Н.Р.

    Великая Н.Р.

    инженер отдела цементирования скважин

    Halliburton г. Тюмень, 625003, Тюменская обл., РФ

    Зырянов В.С.

    Зырянов В.С.

    главный инженер отдела цементирования скважин

    Halliburton г. Тюмень, 625003, Тюменская обл., РФ

    Вологдин Д.А.

    Вологдин Д.А.

    инженер отдела цементирования скважин

    Halliburton г. Новый Уренгой, 629300, Ямало-Ненецкий автономный округ, РФ

    Баклушин М.В.

    старший эксперт управления по бурению

    «НОВАТЭК» г. Тюмень, 625000, РФ

    Просмотров статьи: 1055

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru