Применение быстросхватывающихся смесей при изоляции зон поглощений на месторождениях Республики Татарстан

THE USE OF QUICK-SETTING MORTARS FOR THE ELIMINATION OF THE ABSORPTION ZONES AT THE OILFIELDS OF THE REPUBLIC OF TATARSTAN

KATEEV R.I.1,
SAMOILOVICH A.V.2,
MEDVEDEV Yu. V.2
1 Almetyevsk State Oil Institute
Almetyevsk, 423450,
Russian Federation
2 TM SAMARAGIPS

На сегодняшний день тема качественной ликвидации поглощений, возникающих в процессе строительства скважин, по-прежнему носит актуальный характер. Поглощения технологических жидкостей встречаются практически повсеместно, а эффективность традиционных изоляционных приемов и тампонажных материалов редко превышает 70 %. В связи с этим было принято решение обратить внимание на не совсем тривиальный подход, заключающийся в работе с быстросхватывающейся гипсоцементной смесью (БСС). В статье изложены результаты опытно-промышленных работ (ОПР) при строительстве скважин в Республике Татарстан по изоляции зон поглощений буровых растворов закачкой БСС. Цель ОПР – поиск эффективной тампонажной смеси для изоляции высокоинтенсивных зон поглощений с коэффициентом приемистости зоны до 2,5 или интенсивностью поглощения от 10 м3/ч и более. В исследовательской лаборатории ЗАО «Самарский гипсовый комбинат» был подобран состав БСС, а на заводе сухих смесей TM SAMARAGIPS приготовлена опытно-промышленная партия в количестве 18 т (из расчета 6 т на одну скважину). В лаборатории крепления скважин института «ТатНИПИнефть» проведены тесты, моделирующие скважинные условия (температуру и давление) месторождений Республики Татарстан. После получения положительного результата лабораторного тестирования, полностью моделирующего скважинные условия, и параллельного изучения опыта изоляции соседних скважин была разработана программа и подобрана технология закачки состава БСС, позволяющая минимизировать различные негативные риски, способные привести к отрицательному итогу данного ОПР. Проведенные работы показали высокую эффективность изоляции поглощающего интервала, превысившую 98 %, что позволило рекомендовать продукт к промышленному применению на скважинах со схожими геологическими условиями.

Today, the topic of high-quality elimination of lost circulation arising in the process of well construction is still relevant. Absorption of process fluids is almost ubiquitous, and the effectiveness of traditional insulation techniques and grouting materials rarely exceeds 70%. It was decided to pay attention to a not entirely trivial approach, which consists in working with a fast-setting gypsum-cement mixture (FSGCMBS), in this regard. The article presents the results of experimental and industrial work (EIW) during the construction of wells in the Republic of Tatarstan to isolate the zones of absorption of drilling fluids by injection of FSGCMBS. The purpose of the EIW is to search for an effective grouting mixture for isolating high-intensity absorption zones with a zone injectivity coefficient of up to 2.5 or an absorption intensity of 10 m3 / h or more. In the research laboratory of «Samara Gypsum Plant» OJSC, the composition of the FSGCMBS was selected, and at the TM SAMARAGIPS dry mixtures plant, a pilot batch was prepared in the amount of 18 tons (at the rate of 6 tons per well). Tests simulating well conditions (temperature and pressure) of fields in the Republic of Tatarstan were carried out in the well casing laboratory of the TatNIPIneft Institute. After obtaining a positive result of laboratory testing, which fully simulates well conditions, and a parallel study of the experience of isolating adjacent wells, a program was developed and a technology for injection of the FSGCMBS composition was selected, which allows minimizing various negative risks that could lead to a negative result of this EIW.
The work performed showed a high efficiency of isolation of the absorbing interval, exceeding 98%, which made it possible to recommend the product for industrial use in wells with similar geological conditions.

Поглощения бурового раствора на месторождениях Республики Татарстан связаны с пористыми, трещиноватыми известняками и кавернозными зонами выщелачивания в отложениях пермской системы, верхнего и нижнего отделов каменноугольной системы и верхнего отдела девонской системы.
Одним из основных недостатков традиционных материалов, применяемых при изоляции зон поглощений, является их длительное время загустевания (более 130 мин) и продолжительный интервал между началом и концом схватывания (более 90 мин), что способно привести к частичному или полному размытию тампонажного камня [1].
Гипсоцементные смеси применяются при креплении скважин в зоне многолетнемерзлых пород, где к ним предъявляется ряд схожих требований, как и при поглощениях [2]. Отличие быстросхватывающейся гипсоцементной смеси (БСС) от других быстросхватывающихся смесей заключается в том, что после осуществления первичного намыва бурового раствора с наполнителем приготовленный и доставленный в поглощающий интервал раствор за счет комплексного вяжущего и модифицирующих добавок быстро начинает набирать структуру, закупоривающую каверны и трещины в скважине [3].
Результаты тестов БСС, проведенных в лаборатории крепления скважин института «ТатНИПИнефть», представлены в табл. 1 и на рис. 1, 2.

Сравнивая диаграммы консистенции, изображенные на рис. 1 и 2, отмечаем, что с учетом скважинных условий БСС достигает консистенции 100 е. к. (не прокачиваемый тампонажный раствор) за 2,5 ч, а гельцемент с добавлением ускорителя схватывания – (2 % CaCl2) после 3 ч испытания достигает консистенции 4 е. к.
Технология приготовления и закачки быстросхватывающейся гипсоцементной смеси на трех скважинах была идентичной базовой технологии изоляции поглощения (закачка под пакер, рис. 3) и предполагала использование стандартной техники, необходимой для установки цементного моста (рис. 4).
Результаты опытно-промышленных работ (ОПР) представлены табл. 2.
Из табл. 2 видно:
1. Установка гипсоцементного моста для изоляции поглощений (6 т БСС на 1 поглощение) на скважинах № 1 и № 3 с использованием гидромеханического пакера произведена успешно с получением 100 % циркуляции (до изоляции при бурении зоны – полное поглощение), на скважине № 2 – 95 % (до изоляции циркуляция при бурении зоны – 30 %).
2. На скважине № 1 совместно с поглощением было изолировано проявление из Серпуховского горизонта с интенсивностью 12 м3/ч.
3. По результатам гидродинамических исследований на скважине № 2 коэффициент приемистости, определенный до момента изоляции зоны поглощения, составил величину – 7. Изоляция зоны поглощения проводилась без предварительного намыва наполнителя, давление при продавке не превышало 2 МПа. Было принято решение оставить скважину на ОЗЦ под пакером на 4 ч. Перед разбуриванием цементного моста была проведена опрессовка ствола скважины с получением резкого увеличения давления. Последующее разбуривание цементного моста было произведено со 100 % циркуляцией. После разбуривания моста циркуляция составила 95 %.
4. На скважине № 3 зона осложнения имела коэффициент приемистости 10,7 и характеризовалась полным уходом. Область применения БСС (отраженная в программе ОПР) не позволила полностью провести изоляцию этой зоны поглощения с указанными характеристиками. При дальнейшем бурении в интервале наличия гипсоцементного стакана 1150–1207 м наблюдалась 100% циркуляция, с глубины 1207 м – циркуляция 60 %, с глубины 1246 м – циркуляция 0 %. В связи тем, что БСС был весь израсходован (это была последняя скважина), дальнейшую дополнительную изоляцию провели по стандартной технологии с 15 т гельцемента, не получив положительного эффекта. Скважина была пробурена до проектного забоя без циркуляции на технической воде и зацементирована в две ступени с использованием МСЦ (муфты ступенчатого цементирования).
5. Разработана линейка БСС с плотностями от 1540 до 1870 кг/м3 и временем загустевания от 90 до 180 мин, что существенно расширило область применения при изоляции различных зон поглощений бурового раствора.
Технико-экономическая эффективность от применения БСС представлена в табл. 3.

Выводы
1. ОПР проведены в полном объеме и получены положительные результаты в соответствии с указанной областью применения согласно утвержденной программе работ.
2. Получен технологический эффект от применения БСС, заключающийся в подтверждении заявленной эффективности технологии согласно утвержденной программы ОПР:
– экономия времени 4 ч ОЗЦ (с использованием БСС) в сравнении с 8 ч (при использовании гельцемента с ускорителем);

Литература

1. Медведев Ю.В. По вопросам применения специализированных гипсовых вяжущих в нефтегазовой отрасли //
Нефтяное хозяйство. 2014. № 8. С. 30–31.
2. Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Фролов А.А., Овчинников В.П., Шатов А.А., Урманчеев В.И. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин.
М.: Недра, 2002. 115 с.
3. Комплексная технология цементирования обсадных колонн (кондуктора) в условиях высокоинтенсивных поглощений технологических жидкостей на месторождениях в Восточной Сибири / В.В. Быков, С.А. Палеев, Ю.В. Медведев,
С.Г. Колесников // Society of Petroleum Engineer, 2017.

References

1. Medvedev Yu.V. Po voprosam primeneniya spetsializirovannykh gipsovykh vyazhushchikh v neftegazovoy otrasli [On the use of specialized gypsum binders in the oil and gas industry]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil Industry], 2014, no.8, pp. 30–31. (In Russian).
2. Ovchinnikov P.V., Kuznetsov V.G., Frolov A.A., Ovchinnikov V.P., Shatov A.A., Urmancheyev V.I.. Spetsial'nyye tamponazhnyye materialy dlya nizkotemperaturnykh skvazhin [Special plugging materials for low-temperature wells]. Moscow, Nedra Publ., 2002, 115 р. (In Russian).
3. Bykov V.V., Paleyev S.A., Medvedev Yu.V., Kolesnikov S.G. Kompleksnaya tekhnologiya tsementirovaniya obsadnykh kolonn (konduktora) v usloviyakh vysokointensivnykh pogloshcheniy tekhnologicheskikh zhidkostey na mestorozhdeniyakh v Vostochnoy Sibiri [Integrated technology for cementing casing strings (conductor) in conditions of high-intensity absorption of process fluids at fields in Eastern Siberia] Society of Petroleum Engineer Publ., 2017. (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Катеев Р.И.

    Катеев Р.И.

    к.т.н., заведующий лабораторией крепления скважин

    «ТатНИПИнефть»

    Самойлович А.В.

    Самойлович А.В.

    Медведев Ю.В.

    Медведев Ю.В.

    технический специалист

    ТМ SAMARAGIPS

    Просмотров статьи: 1159

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru