Качество строительства скважин как залог снижения обводненности продукции
Качество крепления скважин зависит от целого ряда факторов. В первую очередь – от применяемых при цементировании тампонажных составов и материалов. Не менее важную роль, впрочем, играет и состав технологического комплекса, используемого при выполнении тампонажных работ.
В настоящее время для улучшения качества крепления скважин на объектах ПАО «Татнефть» применяются самые разные технологии. В их числе – водонабухающие пакеры отечественного производства, технологии расхаживания / вращения ЭК при цементировании, цементирование с применением двух пробок, устройство манжетного цементирования (УМЦ). В предлагаемой статье представлен обзор этих и других технических решений, а также рассмотрен накопленный опыт их практического применения в НГДУ Компании.
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2018/01/kateev-69x94.png)
![Рис. 1. Входной контроль поступающих в ПАО «Татнефть» тампонажных материалов и реагентов](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-1.-vhodnoy-kontrol-postupayushchih-v-pao-«tatneft»-500x305.png)
![Рис. 2. Оснащенность лаборатории крепления скважин института «ТатНИПИнефть» для проведения входного контроля и научных исследований](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-2.-osnashchennost-laboratorii-krepleniya-skvazhin-instituta-500x485.png)
Как известно, большое влияние на качество крепления скважины оказывают применяемые при цементировании тампонажные составы и материалы. На рис. 1 показана принципиальная схема входного контроля поступающих тампонажных материалов и реагентов в ПАО «Татнефть». При осуществлении входного контроля специалисты нашей лаборатории применяют широкий спектр технологического оборудования как стандартного (пресс на изгиб, сжатие, водоотделение, ареометр и др.), так и уникального. К числу последних относятся автоматический консистометр высокого давления и температуры, прибор для определения проницаемости цементных образцов, анализатор миграции жидкости (газа) через цементный раствор, прибор для определения водоотдачи раствора в динамических условиях, ультразвуковой анализатор цемента, а также камера для выдержки раствора в условиях высокого давления и высокой температуры (рис. 2). Данный технологический комплекс позволяет моделировать процессы цементирования и формирования тампонажного камня с учетом различных скважинных условий.
К примеру, с помощью ультразвукового анализатора цемента можно определить оптимальную прочность цементного камня в зависимости от его рецептуры с целью расчета оптимального времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) перед разбуриванием. Если разбуривать цементный камень, когда он только начинает набирать прочность, возникает риск повреждения его качественной структуры, в результате чего состав уже не сможет достигнуть необходимого значения прочности. Благодаря использованию добавок к тампонажному цементу – ускорителей или замедлителей схватывания, пластификаторов, понизителей водоотдачи и пр. – мы можем определить необходимую прочность цемента, при которой механическое воздействие на тампонажный цемент оказано не будет.
Прочность цементного камня с учетом скважинных условий, температуры и давления, которыми характеризуется тот или иной интервал, также моделируется с помощью прибора-анализатора. После этого можно разбурить данный цементный мост (или цементный стакан) и тем самым минимизировать отрицательные воздействия на цементный камень, который предотвращает обводнение скважин.
![Рис. 3. Динамика качества цементирования эксплуатационных колонн в период 2010-2014 гг.](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-3.-dinamika-kachestva-cementirovaniya-ekspluatacionnyh-500x291.png)
В свою очередь, анализатор миграции жидкости (газа) через цементный раствор применим при разработке рецептур для предотвращения газопроявлений. Помимо осуществления входного контроля тампонажного цемента и материалов, поступающих в ПАО «Татнефть», мы также выполняем анализ качества крепления скважин. На рис. 3 представлена динамика качества цементирования ЭК за 2010-2014 годы. Как правило, в каждой нефтяной компании используются собственные методики для определения качества крепления ЭК. Есть четыре градации сцепления цемента, исходя из которых по соответствующим формулам определяется коэффициент качества цементирования. В ПАО «Татнефть» минимально допустимое значение данного коэффициента составляет 0,65, удовлетворительными считаются значения от 0,8 и выше.
![Рис. 4. Динамика случаев недостижения запланированных результатов при креплении скважин в период 2010-2014 гг.](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-4.-dinamika-sluchaev-nedostizheniya-zaplanirovannyh-500x272.png)
Анализируя динамику качества цементирования, мы можем принимать обоснованные решения в части изменений тампонажных материалов, добавок, технологий, технических средств и оборудования, применяемого при цементировании скважины, что позволит строить скважины качественно и надежно и предотвращать преждевременное обводнение продукции. Далее на рис. 4 приведена динамика случаев недостижения запланированных результатов при строительстве скважин. Видно, что в 2012 году число отказов составило порядка 7% от общего количества скважин, а в 2014 году – всего 1,5%. При анализе динамики отказов учитываются случаи прорыва при освоении, недоподъема цемента из эксплуатационной колонны, негерметичность ЭК и другие факторы («полет» колонны, недохождение геофизических приборов, низкий коэффициент качества крепления).
ТАМПОНАЖНАЯ ТЕХНИКА И МАТЕРИАЛЫ
Безусловно, качественное крепление невозможно без использования современной тампонажной техники. Два года назад объединением ПАО «Татнефть» был закуплен цементировочный комплекс отечественного производства, включающий в себя пять единиц техники (рис. 5), в том числе двухнасосные цементировочные агрегаты производительностью 20-30 л/с (против стандартных 7-8 л/с), передвижной цементный склад объемом 40 т, емкости для воды и др. В настоящее время комплекс успешно используется при проведении тампонажных работ более чем на 200 скважинах компании. В результате внедрения данного оборудования удалось повысить качество крепления скважин при двукратном сокращении времени цементирования за счет ускорения процесса замещения бурового раствора тампонажным.
![Рис. 5. Цементировочный комплекс отечественного производства](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-5.-cementirovochnyy-kompleks-otechestvennogo-proizvodstva-740x536.png)
Не менее важной составляющей процесса крепления скважин также остается использование различных реагентов для цементирования, включая понизитель водоотдачи, абразивный и моющий буферы и вязкоупругие составы (ВУС).
Понизитель водоотдачи обеспечивает снижение водоотдачи базового тампонажного раствора, улучшение реологических характеристик раствора и прочностных характеристик цементного камня (улучшение качества крепи в интервале продуктивных пластов).
Абразивный буфер – это цементный раствор с эрозионными свойствами на основе цемента и кварцевого песка, применяемый для вымывания застойных зон бурового раствора. Моющим буфером называют буферный раствор на основе воды и химреагентов моющего типа, растворяющих глинистую корку в процессе цементирования.
Наконец, ВУС как буферная жидкость представляет собой водный раствор порошкообразного буфера с добавлением пеногасителя, утяжелителя и красителя («маркер»). Применение вязкоупругих составов актуально для скважин с горизонтальным окончанием при наличии проблемы очистки горизонтального ствола скважины.
![Рис. 6. Облегченный тампонажный раствор с добавлением пеностекла](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-6.-oblegchennyy-tamponazhnyy-rastvor-s-dobavleniem-penostekla-500x187.png)
ОБЛЕГЧЕННЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР С ДОБАВЛЕНИЕМ ПЕНОСТЕКЛА
Отдельно хотелось бы остановиться на таком перспективном направлении работ, как применение облегченного тампонажного раствора с добавлением пеностекла (рис. 6). Испытания данного состава начались летом 2015 года.
Пеностекло – это высокопористый ячеистый материал в виде мелких гранул сферической или гексагональной формы, получаемый спеканием тонкоизмельченного стекла и пенообразователя. Применение тампонажного раствора с пеностеклом позволяет цементировать эксплуатационную колонну в одну ступень с подъемом цементного раствора до устья скважины. Плотность облегченного раствора варьирует в пределах 1250-1600 кг/м3. В результате обеспечивается снижение давления гидравлического столба цементного раствора на продуктивный пласт и улучшение качества крепления скважин при достижении нормативных показателей
![Рис. 7. Применение водонабухающих пакеров в ПАО «Татнефть»](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-7.-primenenie-vodonabuhayushchih-pakerov-v-pao-«tatneft»-500x498.png)
ВОДОНАБУХАЮЩИЕ ПАКЕРЫ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА
В рамках реализации программы импортозамещения специалисты ПАО «Татнефть» совместно с АО «КВАРТ» (г. Казань) разработали специальный водонабухающий пакер, не уступающий по своим техническим характеристикам импортным аналогам при стоимости, в три раза меньшей, чем у зарубежных производителей (рис. 7).
Водонабухающие низкотемпературные пакеры предназначены для разделения ствола скважины на участки. На сегодняшний день 14 единиц оборудования успешно применяются в восьми скважинах компании.
ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН
Среди других технологий, позволяющих повысить качество крепления скважин, применяемых в ПАО «Татнефть», следует отметить расхаживание эксплуатационных колонн при цементировании (рис. 8). Решение о внедрении данного метода принималось на основании как отечественного, так и зарубежного опыта. Принцип технологии заключается в улучшении качества разобщения пластов путем повышения степени замещения бурового раствора тампонажным, а также разрушения защемленных пачек бурового раствора. Основной плюс данной технологии – это минимальные затраты на внедрение. Тем не менее широкого применения она не получила в связи с недостижением ожидаемых результатов.
![Рис. 8. Технология расхаживания эксплуатационной колонны при цементировании](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-8.-tehnologiya-rashazhivaniya-ekspluatacionnoy-kolonny-pri-cementirovanii-740x499.png)
В этой связи на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти (СВН) ПАО «Татнефть» была внедрена другая технология – вращение 245-мм эксплуатационных колонн при цементировании (рис. 9). Суть ее сводится к следующему: во время закачивания буферной жидкости и цементного раствора ЭК вращается с частотой 10-15 об/мин с моментом, не превышающим оптимального момента свинчивания резьбового соединения обсадных труб: Tenaris Blue – 18,8 кН-м; ТМК QX – 11,8 кН-м; TMK PF – 21,5 кН-м.
![Рис. 9. Технология вращения эксплуатационной колонны 245 мм при цементировании на м/р сверхвязкой нефти ПАО «Татнефть»](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-9.-tehnologiya-vrashcheniya-ekspluatacionnoy-kolonny-245-mm-pri-cementirovanii-n-740x248.png)
При этом общее число оборотов колонны при спуске и цементировании не должно превышать 5000. Результат внедрения технологии представлен на рис. 10. Как видно, с течением времени коэффициент качества крепления улучшился и достиг величины 0,87. В целом динамика положительная, несмотря на наличие определенных трудностей.
![Рис. 10. Диаграмма повышения качества крепления скважин Ашальчинского м/р СВН](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-10.-diagramma-povysheniya-kachestva-krepleniya-skvazhin-ashalchinskogo-740x353.png)
Еще одна технология – это цементирование с применением двух пробок, суть которого заключается в том, что при спуске обсадной колонны и последующей промывке скважины на внутренней стенке обсадной колонны формируется адгезионная корка (рис. 11). Цементировочная пробка перекрывает внутреннюю поверхность всей обсадной колонны, в результате чего при спуске образовавшаяся корка попадает в нижний интервал, где находится продуктивный горизонт. Например, в ходе проведения ОПИ при толщине корки 6 мм объем закачки цементного раствора составил порядка четырех кубометров. Нижняя пробка закачивается либо перед, либо после буферного раствора и оборудована диафрагмой. После посадки нижней пробки на стоп-кольцо диафрагма рвется при давлении 20-30 атмосфер. Таким образом, вся глинистая корка внутри эксплуатационной колонны выходит на устье скважины.
![Рис. 11. Технология цементирования с применением двух пробок](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-11.-tehnologiya-cementirovaniya-s-primeneniem-dvuh-probok-740x486.png)
![Рис. 12. Устройство манжетного цементирования с использованием резиновых и водонабухающих манжет](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-12.-ustroystvo-manzhetnogo-cementirovaniya-s-350x137.png)
Мы также используем устройство манжетного цементирования (УМЦ) с резиновыми и водонабухающими манжетами (рис. 12, табл. 1). Принцип действия устройства основан на сегментационном уплотнении тампонажного цемента, который, проходя через ЭК, раскрывает манжеты и создает более плотный тампонажный пояс в необходимом интервале. Манжеты устанавливаются выше и ниже продуктивного горизонта. Тем самым создается крепь тампонажного цемента, который характеризуется высокой прочностью и ранним загустеванием.
![Таблица 1. Технические характеристики применяемых в ПАО «Татнефть» устройств манжетного цементирования](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/tehnicheskie-harakteristiki-primenyaemyh-v-pao-«tatneft»-ustroystv-manzhetnogo-cementirovaniya-740x300.png)
![Рис. 13. Схема интеллектуального заканчивания скважины №41052Г НГДУ «Джалильнефть» с использованием электроуправляемых клапанов](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/ris.-13.-shema-intellektualnogo-zakanchivaniya-skvazhiny-№41052g-500x850.png)
![Таблица 2. Накопленная добыча нефти в результате применения технологии интеллектуального заканчивания скважины №41052Г НГДУ «Джалильнефть» с использованием электроуправляемых клапанов](http://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/07/nakoplennaya-dobycha-nefti-v-rezultate-primeneniya-350x153.png)
В заключение рассмотрим опыт интеллектуального заканчивания скважины №41052Г НГДУ «Джалильнефть» с использованием электроуправляемых клапанов (рис. 13).
Это оборудование, предназначенное для селективной изоляции участков горизонтального ствола. Применение технологии позволяет производить отбор жидкости из разных участков ГС и отключать высокообводненный интервал без остановки добычи нефти. При этом также осуществляется постоянный мониторинг призабойной зоны каждого из участков.
В процессе использования технологии была определена динамика одновременной работы двух участков. Один клапанный узел работает на дальний участок, другой – на ближний. Таким образом, оба участка можно эксплуатировать одновременно. При работе двух участков дебит нефти составляет 12 т/сут, обводненность – 50%. При работе дальнего участка – 7,5 т/сут (65%), ближнего – 21 т/сут (10%). В целом применение управляемой с поверхности системы позволило увеличить дебит нефти почти в два раза и на 40% снизить обводненность продукции (табл. 2). Все переключения клапанов и смены интервалов отбора жидкости проводились без остановки скважины. Показатели работы скважины №41502Г указывают на очевидные преимущества использования данного оборудования по сравнению с традиционной технологией заканчивания.
ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ
В битумных скважинах, где геостатическая температура (очень важный фактор) в интервале 100-200 м составляет примерно 12°С, мы используем тампонажный цемент «Актив» производства ООО «Цементные технологии» (г. Стерлитамак). При такой температуре необходимая прочность (3,45 МПа) достигается за 24 часа. Это же время прописано в наших нормативах, т.е. через 24 ч можно разбуривать цемент в этих эксплуатационных колоннах.
С использованием ускорителей эта же прочность достигается не за 24, а за 14 часов.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.