Способам оптимизации и повышения эффективности процессов заканчивания скважин и качества цементирования в нефтегазовой промышленности всегда уделялось повышенное внимание. Наше предприятие занимается постоянным поиском оптимальных решений ликвидации поглощений и цементирования обсадных колонн. Слаженная работа с профильными службами основного нашего заказчика – ПАО «Татнефть» позволяет на стадии планирования и подготовки работ оценить перспективы и целесообразность применения технологий, а в процессе реализации решений непосредственно на скважине четко выполнить утвержденный план работ.
Технология ликвидации поглощений с применением пеноцемента подробно изучена специалистами ПАО «Татнефть» и ООО «Татбурнефть-ЛУТР». Отмечены преимущества пеноцемента: низкая плотность, высокие структурные свойства, высокая вязкость, низкая растекаемость, низкое водоцементное отношение, высокая прочность минеральной матрицы, хорошая разбуриваемость, высокая адгезия с породой, возможность расширяться при снижении давления (рис. 1).
Специалистами управления по строительству скважин ПАО «Татнефть» под руководством начальника управления Рамиса Фанисовича Сагатова был подобран ряд скважин для проведения опытно-промышленных работ (ОПР). Запланировали выполнить
4 скважинооперации.
После определения скважины-кандидата совместно была подготовлена программа проведения работ. В лаборатории «ПермНИПИнефть» выполнили испытания пеноцементного материала под скважинные условия.
На скважине № 32003 Миннибаевской площади ПАО «Татнефть» 01.11.2019 г. были проведены опытно-промышленные работы по ликвидации зоны поглощения по технологии пеноцементирования «ПермНИПИнефть». Инженерно-технологическое сопровождение осуществляли представители «ПермНИПИнефти» и ООО «Татбурнефть-ЛУТР», пеноцементный материал и пенообразователь – ООО НПК «ИнТехБурение», Цементировочный комплекс – ООО «Татбурнефть-ЛУТР». Общий контроль и руководство вел сектор цементирования и ликвидации зон осложнений Управления строительства скважин ПАО «Татнефть».
Схема обвязки оборудования представлена на рис. 2.
Работы производились с предварительной установкой на глубине 820 м разбуриваемого пакера ПРК-195. После установки пакера ПРК-195 при исследовании под пакером при Р = 20 атм Q = 38 м3/ч. В скважину было закачано всего 30 т пеноцемента (последовательно 10 м3 базового пеноцементного раствора, 10 м3 аэрированного азотом пеноцементного раствора, 5 м3 базового пеноцементного раствора). Произвели продавку до глубины установки ПРК-195. Давление в конце продавки составило 100 атм. После обработки зоны цементирования (ОЗЦ), разбуривания ПРК-195 и цементного моста при исследовании под ГМП-195, установленного на глубине 815 м, получили результат при Р = 50 атм Q = 14,4 м3/ч.
На скважине № 5108 Елабужской площади 08.12.2019г. была проведена вторая скважинооперация в рамках опытно-промышленных работ по ликвидации зоны поглощения по технологии пеноцементирования «ПермНИПИнефть».
Работы производились с предварительной установкой на глубине 1150,8 м разбуриваемого пакера ПРК-195. По результатам гидродинамических исследований (ГДИ) выявлено 3 зоны поглощения: первая зона в интервале 1151 – 0 м, Кпр = 9,6 м3/ч/МПа; вторая зона в интервале 1151 – 1220 м, Кпр = 184,0 м3/ч/МПа; третья зона в интервале 1220 – 1285 м, Кпр = 8,0 м3/ч/МПа.
В скважину было закачано всего 26 м3 тампонажного раствора, приготовленного из 30 т пеноцемента (последовательно 9,3 м3 базового пеноцементного раствора, 9,6 м3 аэрированного азотом пеноцементного раствора, 7 м3 базового пеноцементного раствора). Произведена продавка изоляционного материала в пласт в V=10,0м3. Давления в процессе продавки: Рнач = 0,8 МПа,
Ркон = 1,2МПа. Разбуривание цементного моста (над пакером) и пакера ПРК-195 в интервале 1130 – 1151,3 м. Циркуляция – 20 – 60 % при Q = 32 л/сек. Приготовлено и закачано в скважину 36 м3 глинистого раствора и 5,3 м3 быстросхватывающегося состава (БСС). Разбуривание БСС в интервале 993 – 1151,3 м. Цемент средней твердости. Циркуляция – 95 % при Q = 33 л/сек.
Разбуривание пакера ПРК-195 и цемента в интервале 1153,3 – 1172м. Во время разбуривания на глубине 1172 м, в шламе: цемент средней твердости – 57%, выбуренной породы – 30%, резиновой крошки – 10%. Циркуляция – 95% при Q = 33 л/сек. Разбуривание изоляционного материала в интервале 1172 – 1177 м (цемент средней твердости). Циркуляция – 95% при Q = 33 л/сек. На глубине 1177 м провал, нагрузка на долото 0 – 0,5 т. Проработка ствола скважины в интервале 1770 – 1285 м. Нагрузка на долото 0 – 0,5 т. Циркуляция – 95 % при Q = 33 л/сек. Скважина добурена до проекта 1648 м.
Обе скважинооперации выполнены с применением азотной установки. Опытные работы продолжаются.
Кроме того, применение пеноцемента показывает свою эффективность и при цементировании обсадных колонн. В связи с этим совместно со специалистами ООО «ПКФ «Цемогнеупор» г. Подольск была изучена данная технология, которая позволяет выполнять работы по цементированию скважин в условиях частичного поглощения и в зонах АНПД. Использование тампонажной смеси с одновременной аэрацией позволяет снизить гидростатическое давление на «слабые» пласты, а структурообразующий наполнитель в составе цемента в совокупности с аэрацией раствора является дополнительным кольматантом зон поглощений.
От начальника Управления новых технологий в бурении ПАО «Татнефть» А.Я. Вакулы и начальника Управления по строительству скважин ПАО «Татнефть» Р.Ф. Сагатова было получено одобрение на проведение опытно-промышленных работ по цементированию эксплуатационной колонны с применением пеноцемента «СТРИМ-3П-30» и цементировочного комплекса ООО «Татбурнефть-ЛУТР».
На скважине № 32293 НГДУ «Альметьевнефть» 03.02.2020 г. проводились опытно-промышленные работы по цементированию эксплуатационной колонны 146 мм с применением пеноцемента «СТРИМ-3П-30» производства ООО «ПКФ «Цемогнеупор», г. Подольск. Схема обвязки тампонажной техники приведена на рис.3. На рис. 4 показан результат испытаний базового цементного раствора.
После спуска эксплуатационной колонны на глубину 1758 м выполнили расстановку и обвязку специальной техники. Работы по цементированию
ООО «Татбурнефть–ЛУТР» успешно провели опытные работы и доказали свой профессионализм.
выполнялись в следующей последовательности:
• Опрессовка цементировочной линии Р = 220 атм.
• Закачка буферной жидкости V = 9 м3 технической воды с добавлением 18 кг НТФ. Закачку выполняли с одновременной аэрацией компрессора СД-9/101М и подачей ЦА-320 с производительностью Qж = 8 – 10 л/с.
• Приготовление и закачка цементировочным комплексом УНБС2-600*70 тампонажного раствора в осреднительную емкость УСО-20. Закачка в скважину при совместной работе компрессора СД-9/101М цементировочным агрегатом ЦА-320 с производительностью
Qж = 8 – 10 л/с тампонажного раствора в объеме V = 62м3 (V = 20 м3 включено на вымыв) базовой плотностью
р = 1,68 – 1,7 г/см3 (из расчета: сухая смесь «СТРИМ 3П-30» 65 т + тех. вода р = 1,00 г/см3 V = 38,0 м3 с равномерным добавлением ПАВ «ПБ-Люкс» (2 л/м3). Ввод пенообразователя ПАВ «ПБ-Люкс» производится с применением дозирующего устройства в полуавтоматическом режиме. Закачка выполнялась с одновременной аэрацией компрессора СД-9/101М и подачей ЦА-320 с производительностью Qж = 8 – 10 л/с через специальную «Байпасную линию». Последние V = 4,5 м3 тампонажного раствора плотностью р = 1,68 – 1,7 г/см3 закачали без аэрации.
• Промывка линии, сброс пробки.
• Замещение (продавка) цементного раствора. Общий объем продавочной жидкости согласно плановым расчетным значениям составил V = 24,73 м3. Продавку осуществляли на буровом растворе БПСИР р = 1,35 г/см3.
• Во время закачки и продавки характер циркуляции был стабильным. На устье разделяющий буфер в объеме
V = 9 м3 и V = 24 м3 аэрированного цементного раствора.
Поглощений при цементировании не отмечено. Рабочее давление Рр = 30 атм. / Рстоп = 62 атм. Возврат жидкости составил 200 литров, ЦКОД герметичен. ОЗЦ – 48 часа (фото на рис. 5)
ВЫВОДЫ
Применение вышеназванных технологий дает следующие результаты:
• В равных геологических условиях скважин, в сравнении со стандартной технологией двухступенчатого цементирования, обеспечивается сокращение сроков строительства скважины (сокращение времени на подготовку ствола скважины перед цементированием, сроков ОЗЦ и т.д.).
• Удалось получить сравнительно более высокое качество цементирования в условиях потери циркуляции – до 50 %.
Опытно-промышленные работы на скважине № 32293 по испытанию тампонажного материала «СТРИМ-3П-30» с применением пеноцементной технологии проведены с положительным результатом.
Отметим, что вся подготовка к проведению опытных работ, также сами работы выполнены в строгом соответствии со стандартами ПАО «Татнефть» и ООО «УК «Татбурнефть». Коллективами специалистов сектора цементирования и ликвидации зон осложнений Управления по строительству скважин ПАО «Татнефть», Института «ТатНИПИнефть» и ООО «Татбурнефть-ЛУТР» был выполнен большой объем операций для проведения ОПИ: гидравлическое моделирование, лабораторные испытания, подбор оптимального состава цементировочного флота, изготовление манифольда с пеногенератором и т.д. Непосредственные исполнители работ – коллектив Лениногорского цеха и инженеры по креплению скважин ООО «Татбурнефть-ЛУТР» успешно провели опытные работы и доказали свой профессионализм.
Руководству и инженерам «ПермНИПИнефть», ООО НПК «ИнТехБурение», ООО «ПКФ «Цемогнеупор» выражаем благодарность за помощь в проведении работ.