Цементирование высокопроницаемых горизонтов с низкими пластовыми давлениями

В.М. ГРЕБЕНЩИКОВ, аспирант, кафедра бурения нефтегазовых скважин, ТюмГНГУ,
В.П. ОВЧИННИКОВ, д.т.н., профессор, директор Института нефти и газа ТюмГНГУ

CEMENTATION OF HORIZONS OF HIGH-PERMEABILITY WITH LOW PRESSURES OF THE LAYERS

V. GREBENSHCHIKOV, V. OVCHINNIKOV, TymGNGU

It is necessary to give the special attention to casing of intervals with low pressures of the layers and high permeability. Quality of casing determines necessity of realization of workover, its labour intensivity and expenses. The article gives the recommendations for realization of these works.

В настоящее время наиболее распространенными видами осложнений при эксплуатации нефтяных, с большим газовым фактором, и газовых скважин являются межпластовые перетоки, наличие давления в межколонном пространстве, которые обусловлены некачественным разобщением продуктивных пластов, недостаточной герметичностью в области контакта цементного камня с обсадной колонной и горной породой, слагающей разрез скважины.


Сегодня на долю ремонтных работ, связанных с исправлением технического состояния крепи, приходится до 15% от общего их объема. При этом общий недобор нефти по этой причине только по предприятию ОАО «Татнефть» в период с начала года по май 2007 г. составил 90,8 тыс. тонн [1].
Как показывает анализ имеющихся материалов, особое внимание необходимо уделять креплению интервалов с низкими пластовыми давлениями и высокой проницаемостью. Зачастую качество крепления именно этих интервалов определяет необходимость проведения ремонтных работ, их трудоемкость и затраты.
Поисково-разведочное бурение на месторождениях Уренгоя начато с 1996 г., в результате открыты залежи углеводородного сырья в стратиграфическом диапазоне от сеномана до юры.
Глубина спуска эксплуатационных колонн диаметром 168 мм для разработки сеноманской залежи на Уренгойском месторождении составляет порядка 1200 — 1300 м. Пластовые давления в газоносном горизонте в основном равны гидростатическим или несколько ниже гидростатического. Пластовые температуры невысокие — +24 — +290°С, в верхней части разреза присутствует зона мерзлых горных пород достаточно большой толщины.
Поскольку разрез скважин практически по всем месторождениям характеризуется наличием пород с низкими градиентами гидроразрыва (Кгрп = 0,015 — 0,018 МПа/м), то цементирование верхней части затрубного пространства (от устья скважины до глубины 800 — 950 м) осуществляют облегченным тампонажным раствором, а тампонажными растворами нормальной плотности — только в интервале продуктивного пласта. Учитывая невысокие динамические температуры в скважине при цементировании эксплуатационных колонн, а также снижение температуры в период ОЗЦ в интервале мерзлых горных пород (МГП), для ускорения процессов формирования тампонажного камня и быстрого набора его прочности применяются реагенты-ускорители сроков твердения (в основном хлориды кальция или натрия). Для получения облегченных тампонажных растворов по предложению ТюмГНГУ используются композиции, состоящие из смеси тампонажного портландцемента и алюмосиликатных (зольных) микросфер АСМ-400 (или АСМ-500), затворяемые водным раствором хлоридов кальция или натрия. Применяются тампонажные портландцементы марки ПЦТ I-50 производства ОАО «Сухоложскцемент» или ОАО «Горнозаводскцемент». Это обусловлено тем, что данные материалы позволяют приготавливать седиментационно устойчивые облегченные суспензии при повышенных водосмесевых отношениях 0,6 — 0,65 без ввода дополнительных стабилизирующих добавок за счет структурирующего действия солей в жидкости затворения. В случае цемента класса ПЦТ I-G-СС-1 достаточно сложно добиться получения стабильной системы с таким облегчающим материалом, как алюмосиликатные микросферы, без ввода специальных высокодисперсных или структурообразующих компонентов.
С целью снижения показателя фильтрации и повышения качества сцепления камня с колонной и породой рекомендованы и испытаны рецептуры облегченных тампонажных растворов с добавками оксиэтилцеллюлозы типа Е 29651 в сочетании с хлоридами кальция или натрия.
Плотность облегченных тампонажных растворов в зависимости от условий цементирования снижают до 1520 кг/м3 и регулируют как изменением соотношения цемент АСМ от 85:15 до 80:20, так и жидкостно-смесевым отношением от 0,55 до 0,7.
Для цементирования эксплуатационных колонн в интервале продуктивных пластов применяются тампонажные растворы нормальной плотности, состоящие из портландцемента ПЦТ I-50 указанных заводов или ПЦТ I-G-СС-1, расширяющейся добавки и ускорителя сроков твердения — хлорида кальция или натрия [2].
В настоящее время качество крепления скважин оценивается, в основном, методами геофизических исследований скважин — акустической цементометрией (АКЦ) и скважинным гамма- плотномер-толщиномером (СГДТ), по результатам интерпретации которых можно оценить степень сцепления цементного камня с обсадной колонной и горной породой, плотность тампонажного раствора в заколонном пространстве, характер заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и т. д. В свою очередь прямыми критериями, характеризующими состояние крепи скважины, являются отсутствие межпластовых перетоков и давления в межколонном пространстве.
В табл. 1 — 3 представлены сведения, полученные на основе статистической обработки данных акустической цементометрии по ряду скважин Уренгойского месторождения.
Из приведенных данных видно, что на долю частичного и сплошного контакта цементного камня с обсадной колонной приходится менее 55% исследованного интервала.
На долю частичного и сплошного контакта цементного камня с породой — около 45% интервала. Характер заполнения затрубного пространства свидетельствует о том, что введение в тампонажный раствор облегчающей добавки АСПМ решает вопрос лишь поднятия в процессе цементирования тампонажного раствора до проектной отметки и не решает вопроса обеспечения герметичности контакта цементного камня с обсадной колонной и горной породой.
Возникновение поглощений в процессе цементирования эксплуатационных колонн связывалось с гидроразрывом в продуктивном пласте, плотность тампонажных растворов в нижней части поддерживалась на минимально допустимом уровне — не более 1830 кг/м3. Однако детальный анализ данных цементирования по ряду скважин (куст 316, скважина №5; куст 306, скважина №2; куст 307, скважина №1; куст 317, скважина №5; куст 220, скважина №4; куст 311, скважина №1; куст 301, скважина №7) показал, что поглощение тампонажных растворов происходит после закачивания 10 — 18 м3 продавочной жидкости, т. е. в момент подъема облегченного тампонажного раствора в кондуктор до глубины 150 — 200 м и выхода цементного раствора нормальной плотности в затрубное пространство.
По данным промыслово-геофизических исследований, во всех рассмотренных скважинах цементный раствор с плотностью 1810 — 1820 кг/м3 находится в интервале от забоя до глубины 789 — 950 м, что свидетельствует об отсутствии гидроразрыва и поглощения именно в продуктивном пласте. Следовательно, можно предположить, что происходит поглощение только облегченного тампонажного раствора в интервале открытого ствола от 550 м до 670 м.
О наличии возможных зон поглощения в данном интервале указывается в заключениях по результатам промыслово-геофизических исследований. В частности, по данным геоакустической шумометрии, в скважинах (куст 306, скважина №2; куст 330, скважина №7; куст 222, скважина №2; куст 303, скважина №3) наблюдаются аномалии в интервале от 546 до 560 м, которые свидетельствуют о наличии проницаемых пластов с пониженным давлением. По заключению интерпретаторов, они являются возможной зоной поглощения тампонажного раствора.
Таким образом, наиболее вероятной причиной поглощения тампонажного раствора является гидроразрыв пород в интервале «башмак кондуктора — 680 м» вследствие превышения гидростатического давления столба облегченного цементного раствора над давлением гидроразрыва горных пород [2].
Приготовление облегченных тампонажных растворов, как за рубежом, так и у нас в России, в основном осуществляют путем сочетания вяжущего материала с добавками, имеющими значительно меньшую плотность по сравнению с первым, либо добавками или реагентами, увеличивающими водосодержание в тампонажных растворах. Круг этих материалов широк и разнообразен. Анализ результатов их исследований позволил сделать следующие выводы:
• глины, перлит, ряд промышленных отходов обеспечивают понижение плотности тампонажного раствора за счет увеличения водосодержания, но при этом понижается седиментационная устойчивость раствора и снижается скорость процесса структурообразования;
• введение добавок (мел, асбест и его модификации) приводит к усадочным деформациям цементного камня;
• перлит и его разновидности, асбест и др. снижают прочность формирующегося цементного камня;
• использование большинства облегчающих добавок требует дополнительного введения ускорителей сроков схватывания и добавок, понижающих водоотдачу тампонажного раствора;
• применение газообразующих добавок (алюминиевая пудра и т. д.) нерентабельно, так как они дороги и дефицитны;
• использование отходов угольной промышленности, зол, малодисперсных кремнийсодержащих материалов экологически небезопасно;
• шлифовальная пыль и асбестовое волокно содержат канцерогенные вещества;
• керамзит, углеродистые металлы образуют нестабильные тампонажные растворы с последующим формированием камня, имеющего высокую газопроницаемость, низкие физико-механические свойства.
Использование микросфер (МС) от 5 до 15% в качестве облегчающей добавки снижает плотность цементного раствора с 1860 до 1500 кг/м3. Физико-химические результаты анализа раствора (камня) с добавками микросфер показывают, что он удовлетворяет всем требованиям, предъявляемым к тампонажным облегченным композициям для цементирования газовых скважин, но при увеличении глубины скважин растет процент разрушенных давлением микросфер. При этом ухудшается прокачиваемость цементного раствора и неуправляемо увеличивается его плотность. Цементирование скважин в одну ступень с добавками МС плотностью 1500 кг/м3 в этих условиях сопровождается частыми поглощениями тампонажного раствора.
Равновесное состояние системы «скважина — пласт» при цементировании можно поддерживать, применяя тампонажные растворы с соответствующими свойствами:
• плотность раствора должна быть от 1500 до 1000 кг/м3 и ниже;
• реологические параметры, в первую очередь вязкостные, должны обеспечивать равновесие системы «пласт — скважина» при цементировании обсадных колонн регулированием гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве;
• свойства фильтрата тампонажного раствора должны препятствовать проникновению флюида в кольцевое пространство в процессе твердения вяжущего и изменения параметров раствора на его основе.
Результатами теоретических исследований [3] доказана невозможность снижения плотности (менее 1500 кг/м3) минеральными облегчающими добавками с сохранением физико-механических свойств, удовлетворяющих требованиям, предъявляемым к облегченному тампонажному раствору (камню).
Снижение плотности цементного раствора возможно за счет газирования тампонажного раствора.
Впервые в России (Советском Союзе) газированные тампонажные растворы были применены для цементирования скважин в начале 70-х годов прошлого века.
За рубежом исследования и использование газонаполненных тампонажных систем начаты в 1979 г. и применялись в таких известных фирмах, как API, BJ, Schlumberger, Nowsco, Shell, Halliburton и др.
Большинство получаемых газированных тампонажных растворов представляют собой пенную систему, состоящую из ПАВ, портландцемента и жидкости затворения. Утверждения различных авторов о 100%-ной стабильности таких систем представляются сомнительными, поскольку практически все портландцементы без расширяющей добавки в процессе твердения дают «усадку». Кроме того, образованная при смешивании ПАВ, портландцемента и жидкости затворения пена имеет ячеистую структуру (как большинство строительных пенобетонов), которая разрушается по мере истечения жидкости по каналам плато, представляющим собой бесконечный пространственный кластер.
Как показывает практика, растворение газа в жидкости наступает при давлении 1,2 — 1,5 МПа в зависимости от температуры и типа ПАВ, то есть верхняя незначительная часть столба раствора представляет собой пену, а остальная часть — тот же тампонажный раствор, но с растворенным в нем газом. Поэтому процесс регулирования давления столба газированного тампонажного раствора на пласты является в настоящее время неконтролируемым.
Проблему растворения газа в жидкости и, как следствие, регулирования давления в процессе цементирования в скважине можно решить созданием вокруг пузырька газа гидрофобной многослойной поверхности. В этом случае пузырек газа будет находиться под избыточным давлением в атмосферных условиях. Формируя такие пузырьки, получаем качественно новую структуру раствора и формируемого камня, решаем вопрос устойчивости и растворения газа в жидкости. Создание такой поверхности возможно введением в состав тампонажного раствора смеси поверхностно-активного вещества (анионного и неионогенного), проявляющего при различной концентрации неаддитивные свойства и свойства водорастворимого полимера. При этом сроки схватывания, очевидно, зависят от технологии приготовления раствора, поскольку следует избегать адсорбции ПАВ на твердых частицах до их реакции с водной средой (жидкостью затворения).
Как показывают исследования [4], неаддитивный эффект смачивания водными растворами бинарных смесей ПАВ различной природы (катионно-анионное, анионно-неионогенное) и величина эффекта зависят от степени избыточного (по сравнению с одинаковыми молекулами или ионами) притяжения молекул (ионов) в смешанных адсорбционных слоях на границах раздела фаз при смачивании. Установлено, что увеличение эффективности смачивающего действия смесей можно прогнозировать.

Литература
1. Нефтяное хозяйство. 2007. №6. С 15.
2. ДООО «Бургаз». Отчет по теме: «Разработка рецептур тампонажных растворов, предотвращающих заколонные перетоки пластовых флюидов и межколонные давления по цементному камню для цементирования обсадных колонн, перекрывающих сеноманские отложения при различных условиях твердения цементного камня, обладающего повышенной изолирующей способностью в интервале залегания продуктивных пластов» // Новый Уренгой, 2004. С. 5 — 9.
3. М.В. Двойников. Разработка и исследование азотонаполненных тампонажных систем для крепления скважин. Автореферат на соискание степени кандидата технических наук // Тюмень, 2005.
4. Ю.Г. Богданова, В.Д. Должикова, Б.Д. Сумм. Влияние химической природы компонентов на смачивающее действие растворов смесей поверхностно-активных веществ.— Вестн. Моск. ун-та, сер. 2. // Химия. 2004. Т. 45. №3.
5. В.М. Гребенщиков, Т.А. Ованесянц, В.В. Овчинников. К вопросу совершенствования рецептур тампонажных композиций. — Сборник трудов ТюмГНГУ // Тюмень, 2006.
6. Н.А. Аксенова. Анализ состояния технологических средств и технологий вскрытия продуктивных горизонтов на Уренгойском месторождении / Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков. — II Всеросс. науч-техн. конф. Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. 19 — 21 апр. 2000 г. // Тюмень, ТюмГНГУ. 2000. С. 8 — 9.



Авторизация


регистрация

Размещение видеороликов

События

21.08.2018
Российский круглый стол по бурению RDCR-2018: отчет по мероприятию Подробнее »

29.07.2018
Цифровой нефтегаз на выставке «Нефть и Газ»/MIOGE – 2018 Подробнее »

03.07.2018
Календарь саммитов 2018 Подробнее »

07.06.2018
«НЕФТЕГАЗ-2018» – значимый вектор на успех в мире ТЭК Подробнее »

06.06.2018
В г.Уфе состоялись Российский Нефтегазохимический Форум и XXVI международная выставка «Газ. Нефть. Технологии» - крупнейшие международные мероприятия нефтегазовой и нефтехимической отрасли России. Подробнее »

Другие
новости »

Конференции, выставки

Другие
конференции
и выставки »

Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

admin@burneft.ru