Разработка и реализация комплекса мероприятий по повышению качества цементирования эксплуатационных колонн в скважинах малого диаметра в Республике Татарстан

Development and implementation of a set of measures to improve the quality of cementing production strings in small diameter wells in the Republic of Tatarstan

S.E. Katkov,
A.V. Eromasov,
R.A. Tabashnikov,
S.V. Gapontsev,
R.F. Askarov
Tatburneft LLC
Almetyevsk, Republic
of Tatarstan, 423450,
Russian Federation

В статье приводится описание технологических решений по сокращению риска образования заколонных перетоков в процессе освоения.

The article provides a description of technological solutions to reduce the risk of behind-the-casing crossflows in the process of development.

Крупные нефтегазодобывающие компании в последнее время осуществляют строительство скважин на условиях раздельного сервиса. Наряду с повышением качества оказания отдельных услуг, в рамках такой организации работ, возникает проблема потери части компетенций непосредственно у буровых компаний. Ведь при такой схеме организации работы от буровика требуется только исправное буровое оборудование, инструмент и квалифицированный полевой персонал.
В недавнем времени, в связи со значительным снижением объемов буровых работ у традиционных крупных заказчиков, были заключены контракты с альтернативными, относительно небольшими добывающими компаниями, в силу небольших объемов бурения, не имеющих собственных достаточно мощных служб по организации процесса. Особенность контрактов – выполнение работ под ключ, с привлечением всех сопутствующих сервисов и ответственность за получение запланированных дебитов строящихся скважин за буровым подрядчиком.
В процессе реализации проектов, на начальном этапе мы столкнулись с проблемой получения незапланированной продукции, и недостаточным качеством сцепления цемента в продуктивных горизонтах. По данным на 2020 г., коэффициенты составили К-13=0,78; К-14=0,84.
В рамках решения задачи минимизации затрат на проведение РИР (ремонтно-изоляционные работы) был проведен анализ причин получения незапланированной продукции. В результате, выявлены группы проблем:
1. Организационные – недостаточное взаимодействие участников процесса как внутри бурового предприятия, так и с заинтересованными службами заказчика.
2. Технологические – недостаточный контроль за действиями подрядчика по тампонажному сервису, неоптимальные режимы первичного вскрытия и режимы цементирования, несоответствие задачам буферных жидкостей.
3. Геологические – ведение буровых работ на месторождениях с низкими пластовыми давлениями в целевых объектах, наличие в продуктивном разрезе водонапорных горизонтов с пластовым давлением значительно превышающем пластовое давление в целевом пласте, вертикальная естественная трещинноватость продуктивных карбонатных коллекторов.

В связи со значительным снижением объемов буровых работ у традиционных крупных заказчиков, были заключены контракты с альтернативными, относительно небольшими добывающими компаниями, в силу небольших объемов бурения, не имеющих собственных достаточно мощных служб по организации процесса. Особенность контрактов– выполнение работ под ключ, с привлечением всех сопутствующих сервисов и ответственность за получение запланированных дебитов строящихся скважин за буровым подрядчиком.

Одной из причин возникновения заколонных перетоков, является разность пластовых давлений между водоносным и нефтеносным горизонтом. В процессе цементирования в начальный период ОЗЦ, в результате седиментационного уплотнения столба цементного раствора, потери его подвижности, происходит снижение влияния гидростатического давления цемента на пласты в продуктивной части. В ходе исследований, проведенных в конце 70-х гг. ПО «Татнефть» и ТАТНИПИнефть, было установлено, что в период ОЗЦ в течение первых 3-4 часов практически полностью исключается репрессия на продуктивные интервалы, и значение давления в точке замера в заколонном пространстве становится равным пластовому давлению. Именно в этот период начинает происходить миграция флюида из интервала с повышенным пластовым давлением в интервал с пониженным пластовым давлением, и формирование каналов в цементном кольце до начала формирования цементного камня.

Был сделан вывод о необходимости механического разобщения интервалов с различными градиентами пластовых давлений установкой заколонных пакеров, с их активацией непосредственно в момент «СТОП». С целью исключения кавернообразования и сохранения «площадки» между разобщаемыми пластами, первичное вскрытие продуктивного горизонта начали производить в «щадящем» режиме: ограничили нагрузку на долото, минимизировали расход бурового насоса и перешли на применение бурового раствора с повышенной ингибирующей способностью и условной вязкостью не менее 70 секунд.

Таким образом, был сделан вывод о необходимости механического разобщения интервалов с различными градиентами пластовых давлений установкой заколонных пакеров, с их активацией непосредственно в момент «СТОП». С целью исключения кавернообразования и сохранения «площадки» между разобщаемыми пластами, первичное вскрытие продуктивного горизонта начали производить в «щадящем» режиме: ограничили нагрузку на долото, минимизировали расход бурового насоса и перешли на применение бурового раствора с повышенной ингибирующей способностью и условной вязкостью не менее 70 секунд.
Для разобщения пластов в состав эксплуатационной колонны начали включать заколонный гидравлический пакер ЗПГ-114/156 (ООО «ИНТЕХНО»), который позволил механически разобщить Тульский водоносный горизонт от Турнейского нефтеносного горизонта, имеющих разные пластовые давления. Пакер ЗПГ-114/156 (рис.1), как и другие его аналоги, позволяет без лишних временных затрат произвести его активацию в момент получения давления «СТОП».
Также были изменены режимы цементирования эксплуатационной колонны. Увеличен расход цементного раствора при закачке и продавке с 5 л/с до 12 л/с, тем самым обеспечен турбулентный режим движения тампонажного раствора, в связи с чем обеспечено более полное вытеснение и замещение бурового раствора тампонажным. Для опережающей изоляции подошвенной воды в трещиноватых карбонатных коллекторах применена технология продавки последних 0,5-0,8 м3 тампонажного раствора с остановкой процесса на непродолжительное время (15-20 мин.). При остановке продавки начинало происходить седиментационное уплотнение столба цемента за колонной, раствор в некоторых интервалах ствола частично терял подвижность, и после возобновления продавки, оставшийся небольшой объем тампонажного раствора принудительно задавливался в прибашмачную зону, изолируя подошвенную воду.
Также проработаны вопросы по подбору цементных смесей для улучшения качества сцепления. После множества попыток был подобран оптимальный цементный состав, состоящий из следующих компонентов: отмывающий буфер, абразивный буфер, цемент марки ПЦТ-II-50, обработанный облегчающей добавкой Kerwood, цемент марки G, обработанный модифицирующими добавками линейки WellCem и армирующими базальтовыми микроволокнами. Данный комплекс решений по подбору тампонажных материалов помог улучшить качество цементирования, повысить механическую и ударную прочность цементного камня.
Было введено в практику проведение сессий «Цементирование на бумаге» с привлечением всех участников процесса, непосредственно после получения заключения ГИС по бурящейся скважине, где происходит обсуждение расстановки оснастки, режимов цементирования и применяемых тампонажных материалов.
Применяя в комплексе все вышеописанные мероприятия ООО «Татбурнефть» в 2023 г. достигло значительного улучшения качества цементирования эксплуатационных колонн в скважинах малого диаметра (рис. 2).
Дальнейшие решения по улучшению качества строительства скважин малого диаметра находятся в стадии обсуждения с заказчиком, и направлены в том числе на изменение проектных решений по увеличению кольцевых зазоров между стенками скважины и ЭК.

Выводы:
1. Проблема получения незапланированной продукции должна рассматриваться как комплекс проблем организационного, технологического и геологического характера, оказывающих взаимное влияние друг на друга.
2. Необходимо владение информацией по данным пластового давления и ФЕС продуктивных коллекторов в районе ведения буровых работ.
3. Обязательно применение заколонных гидромеханических пакеров между интервалами продуктивного разреза, с различными градиентами пластовых давлений.
4. При снижении стоимости скважин малого диаметра по сравнению с традиционным диаметром, проблем с качеством крепления ЭК значительно больше, и они требуют пристального изучения и выработки технологических решений на этапе проектирования, в том числе, по определению оптимальных соотношений диаметров колонн и ствола, а также детального изучения режимов вытеснения в условиях малых кольцевых зазоров.

После множества попыток был подобран оптимальный цементный состав, состоящий из следующих компонентов: отмывающий буфер, абразивный буфер, цемент марки ПЦТ–II–50, обработанный облегчающей добавкой Kerwood.

Литература

1. Булатов А.И., Савенок О.В. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Просвещение – Юг. – 2010. – 522 с.
2. Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: теория и практика. Краснодар: Просвещение – Юг. – 2010. – 539 с.
3. Третьяк А.Я., Савенок О.В., Рыбальченко Ю.М. Буровые промывочные жидкости: учебное пособие. Новочеркасск: Лик. – 2014. – 374 с.
4. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Просвещение – Юг. – 2016. – 576 с.
5. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и промывочных растворов. СПб.: Недра, – 2011. – 268 с.

References

1. Bulatov A.I., Savenok O.V. Complications and accidents during the construction of oil and gas wells. Krasnodar: Enlightenment – South Publ., – 2010. – P. 522.
2. Bulatov A.I., Savenok O.V. Completion of oil and gas wells: theory and practice. Krasnodar: Enlightenment – South. – 2010. – P. 539.
3. Tretiak A.Ya., Savenok O.V., Rybalchenko Yu.M. Drilling flushing fluids: a tutorial. Novocherkassk: Lik Publ., – 2014. – P. 374.
4. Bulatov A.I., Savenok O.V., Yaremiychuk R.S. Scientific bases and practice of development of oil and gas wells. Krasnodar: Enlightenment – South Publ., – 2016. – P. 576.
5. Agzamov F.A., Izmukhambetov B.S., Tokunova E.F. Chemistry of plugging and washing solutions. St. Petersburg: Nedra Publ., 2011. – P. 268.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Катков С.Е.

    директор

    ООО «Татбурнефть» г. Альметьевск, Республика Татарстан, 423450, РФ

    Еромасов А.В.

    Еромасов А.В.

    первый заместитель начальника по производству – главный инженер

    Нурлатское ПБР, ООО «Бурение», ООО «УК «Татбурнефть»

    Табашников Р.А.

    Табашников Р.А.

    заместитель директора по технологии

    ООО «ТаграС-РемСервис» г. Альметьевск, 423458, Республика Татарстан, РФ

    Гапонцев С.В.

    Гапонцев С.В.

    зам. главного технолога – начальник технологического отдела ПБР

    ООО «Татбурнефть» г. Альметьевск, Республика Татарстан, 423450, РФ

    Аскаров Р.Ф.

    Аскаров Р.Ф.

    главный специалист по растворному сервису

    ООО «Татбурнефть-ЛУТР»

    Просмотров статьи: 488

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru