Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Мероприятия по предотвращению водопритоков и газопроявлений при проектировании и строительстве скважин

Один из способов повышения качества цементирования и снижения риска возникновения водоперетоков и межколонных давлений (МКД) в скважине заключается в применении расширяющихся тампонажных материалов (РТМ). Использование РТМ позволяет компенсировать контракцию цементного раствора/камня, создавать плотный контакт между цементным кольцом и стенками скважины и снижать проницаемость цементного камня.

В предлагаемой Вашему вниманию статье проанализированы результаты цементирования скважин, крепления эксплуатационных колонн (ЭК) и боковых стволов (БС), а также ликвидации заколонной циркуляции (ЛЗКЦ) с применением РТМ на месторождениях нескольких регионов страны. Дана оценка эффективности выполненных работ в сравнении с традиционной технологией цементирования скважин.

13.12.2016 Инженерная практика №08/2016
Газизов Хатим Валиевич Технический директор ООО «НПП Новатор»

По мере усложнения горно-геологических условий работы скважин и истощения нефтяных месторождений к материалам, применяемым для цементирования скважин, предъявляются все более высокие требования. Соответствие характеристик цемента требованиям ГОСТ 1581-96 уже не гарантирует высокого качества цементирования. Это обуславливает необходимость разработки новых тампонажных материалов, улучшения их свойств и адаптации под конкретные условия работы скважин.

ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ВОДОПЕРЕТОКОВ И ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ

Заколонные водоперетоки и газопроявления при строительстве и освоении скважин могут возникать в силу первичных и вторичных причин. К первичным относятся низкое качество подготовки призабойной зоны пласта (ПЗП) к заполнению тампонажным раствором, наличие глинистой корки на стенках скважины, качество буферных жидкостей (БЖ), а также недостаточность отдельных свойств тампонажного материала, таких как контракция (усадка), прочность цементного камня, седиментационная устойчивость (водоотделение) и условная водоотдача (УВО).

Вторичные причины определяются особенностями перфорации скважин: интервалом перфорации, числом перфорируемых отверстий на единицу длины обсадной колонны, мощностью зарядов, применением щелевой, сверлящей и других щадящих видов перфорации, а также коррозионной стойкостью цементного камня в пластовых условиях и его проницаемостью.

Интересно отметить, что на практике требования по коррозионной стойкости цементного камня обычно предъявляются только при содержании сероводорода в скважине, тогда как состав пластовой воды, который также нередко оказывает коррозионное воздействие на цементный камень, не принимается во внимание. Вместе с тем, повышение коррозионной стойкости це-ментного камня позволяет снизить риск возникновения водоперетоков и МКД в скважине в процессе ее эксплуатации.

Кроме того, к вторичным причинам водоперетоков и газопроявлений относится гидроразрыв пласта (ГРП), проведение которого, особенно при небольшой толщине нефтяного пласта, существенно увеличивает риски появления в скважине водопритоков.

ПОДБОР РЕАГЕНТОВ ДЛЯ БЖ

Реагенты для БЖ подбираются с учетом, во-первых, отмывающих свойств БЖ, которые в свою очередь определяются составом бурового раствора, взятого из скважины; во-вторых, совместимостью БЖ с буровым и тампонажным растворами; в-третьих, объемом БЖ, обеспечивающим разделение бурового и тампонажного растворов; и, в-четвертых, плотностью БЖ.

Кроме того, при наличии системы ППД следует учитывать проявляющую способность пласта, и особенно тех зон, где в процессе бурения проводились мероприятия по ликвидации поглощений, и следить, чтобы объем и плотность БЖ предотвращали проявления с этих пластов.

Специалисты ООО «НПП Новатор» разработали методику оценки отмывающих свойств БЖ, которая позволяет определять необходимую концентрацию реагента в БЖ (рис. 1).

Рис. 1. Отмывающая способность БЖ по отношению к воде при скорости 0,6 м/с
Рис. 1. Отмывающая способность БЖ по отношению к воде при скорости 0,6 м/с

СВОЙСТВА РТМ

Один из способов повышения качества цементирования скважин заключается в применении тампонажных материалов с расширяющимися добавками (ДР) или расширяющихся тампонажных материалов.

Как показали исследования ООО «НПП Новатор», РТМ позволяют компенсировать усадочные явления в цементном растворе/камне и глинистой корке, создать плотный контакт между цементным кольцом и стенками скважины, а также снизить проницаемость цементного камня.

Увеличение содержания ДР закономерно вызывает рост объема тампонажного состава (рис. 2) и увеличивает напряженность его контакта со стенкой цилиндра, в связи с чем усилие его выдавливания из цилиндрической формы возрастает в 6-8 раз по сравнению с применением состава без ДР (рис. 3).

Рис. 2. Расширение тампонажного материала при различных содержаниях ДР-20
Рис. 2. Расширение тампонажного материала при различных содержаниях ДР-20
Рис. 3. Напряженность контакта цементного камня со стенками цилиндра при различных содержаниях ДР
Рис. 3. Напряженность контакта цементного камня со стенками цилиндра при различных содержаниях ДР
Рис. 4. Пример расширения цементного камня с ДР-50
Рис. 4. Пример расширения цементного камня с ДР-50

Мы провели эксперимент, в ходе которого залили тампонажный состав с ДР-50 в три ячейки-формы для приготовления образцов балочек, а одну ячейку оставили пустой. Через двое суток под воздействием расширения тампонажного состава произошла деформация перегородок пустой ячейки (рис. 4), что подтверждает наличие усилия, возникающего при применении РТМ.

Применение РТМ снижает контракцию тампонажного раствора – еще одну причину возникновения водоперетоков и газопроявлений. Так, при увеличении содержания ДР с 1 до 5% усадка тампонажного раствора при его твердении уменьшается в несколько раз (рис. 5). С учетом расширения тампонажного раствора/камня, создается дополнительное напряжение на контактных зонах цементного кольца с ЭК и стенкой скважины (рис. 6).

Рис. 5. Влияние ДР (СИГБ) на контракцию тампонажного раствора
Рис. 5. Влияние ДР (СИГБ) на контракцию тампонажного раствора
Рис. 6. Объемные изменения тампонажного раствора-камня с учетом расширения
Рис. 6. Объемные изменения тампонажного раствора-камня с учетом расширения
Рис. 7. Прочность цементного камня с ДР на изгиб и сжатие через двое суток при испытании по ГОСТ 29798.1-96
Рис. 7. Прочность цементного камня с ДР на изгиб и сжатие через двое суток при испытании по ГОСТ 29798.1-96

При проведении испытаний по ГОСТ 29798.1-96 мы выявили, что для расширяющихся добавок, расширение которых продолжается более суток, по мере увеличения содержания ДР прочность цементного камня резко снижается. Так, например, при содержании ДР марки «СИГБ» в смеси 5% прочность цементного камня на изгиб составила 1,2 МПа, на сжатие – 3,4 МПа, а при 10% – 0 и 1,3 МПа соответственно (рис. 7).

Рис. 8. Прочность цементного камня через двое суток твердения в формах
Рис. 8. Прочность цементного камня через двое суток твердения в формах

Но, когда мы оставили твердеющий раствор в формах до момента испытаний, мы получили гораздо более высокие показатели прочности цементного камня на изгиб и сжатие: при содержании ДР 5% они составили 2,9 и 8,2 МПа соответственно, а при 10% – 2,2 и 6,4 МПа (рис. 8).

Также следует учитывать, что применение ДР ускоряет загустевание тампонажного раствора, что требует добавки специальных замедлителей.

ОСОБЕННОСТИ ИСПЫТАНИЙ РТМ

При оценке прочности РТМ на изгиб и сжатие раствор следует выдерживать в формах практически до момента испытаний – освободить его из форм следует за 1-2 ч до испытаний. Оценку контактных напряжений, развиваемых цементным камнем, можно выполнять путем выпрессовки образцов из цилиндрических форм по напряжениям при сдвиге после страгивания образца. Динамику расширения целесообразно определять по увеличению объема раствора/камня во времени.

Рис. 9. Форма для определения напряжения при сдвиге цементного кольца
Рис. 9. Форма для определения напряжения при сдвиге цементного кольца

Форма для определения напряжения дает возможность измерять этот параметр при сдвиге цементного кольца (рис. 9). Для этого между внутренним и наружным кольцом заливается цементный раствор, выдерживается в течение заданного времени при определенных условиях, а после образования цементного камня последний выдавливается по внутренней или наружной поверхности, и в этот момент определяется напряжение (рис. 10).

Рис. 10. Схема приложения нагрузки для определения сцепления цементного кольца с внутренней и наружной поверхностью
Рис. 10. Схема приложения нагрузки для определения сцепления цементного кольца с внутренней и наружной поверхностью

Если цементный камень расширяется в пластическом состоянии, он создает практически одинаковое давление на обе поверхности, а если он расширяется в твердом состоянии, то его давление на наружную поверхность будет больше. В связи с этим в последнем случае контакт цементного кольца с наружной стенкой скважины оказывается плотнее. Эта закономерность подтверждена исследованием зависимости касательных напряжений при сдвиге от содержания добавок НРС-1М и ДР-50 (рис. 11, 12). При содержании менее 5% в цементном растворе ДР-50 не дает существенного напряжения по поверхностям, но при превышении этого значения напряжение по поверхностям начинает резко расти.

Рис. 11. Влияние содержания НРС-1М на касательные напряжения при сдвиге
Рис. 11. Влияние содержания НРС-1М на касательные напряжения при сдвиге
Рис. 12. Влияние содержания ДР-50 на касательные напряжения при сдвиге
Рис. 12. Влияние содержания ДР-50 на касательные напряжения при сдвиге

При проведении испытаний РТМ также следует учитывать консистенцию цементного раствора при определении на консистометре для замеров под давлением. По ГОСТу загустевание цементов марки G, ПЦТ1G и ПЦТ-1H надо доводить до 100 единиц консистенции Бердена (Вс). Вместе с тем, на практике доведение раствора даже до 60-70 Вс в процессе испытаний при повышенных и высоких температурах и давлении приводит к образованию цементного камня, который приходится выдалбливать из стакана. Поэтому мы рекомендуем доводить вязкость раствора до 40-50 Вс.

Еще одним важным показателем представляется УВО тампонажного раствора. Как правило, условная водоотдача определяется сразу после приготовления тампонажного раствора. Вместе с тем, наша практика показывает, что некоторые реагенты-понизители водоотдачи могут растворяться достаточно долго. Так, УВО тампонажного раствора с реагентом FL-11 через 7 мин после начала затворения составляет более 500 мл/30 мин, а уже спустя 90 мин она снижается до 16 мл/30 мин (рис. 13). В итоге УВО данного раствора через полтора часа после приготовления в 16 раз меньше, чем непосредственно после приготовления.

Рис. 13. Влияние времени перемешивания тампонажного раствора с реагентом FL-11 на его УВО
Рис. 13. Влияние времени перемешивания тампонажного раствора с реагентом FL-11 на его УВО

Вспомним также, что тампонажный раствор доходит до поглощающих пластов лишь через 40-60 мин после его продавливания в скважину, а в скважинах глубиной 3-4 км это время может составлять более 60 мин. В связи с этим мы считаем, что УВО тампонажного раствора необходимо определять с учетом временного отрезка, необходимого для доведения его до затрубного пространства в каждой конкретной скважине. Также следует учитывать температуру раствора, поскольку растворимость понизителей водоотдачи обычно возрастает с повышением температуры.

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ РТМ

Крепление ЭК с применением РТМ на основе добавки ДР-50 было проведено на месторождениях Республики Башкортостан. Для сравнения в ряд скважин крепление ЭК провели по традиционной технологии.

По результатам интерпретации данных акустического контроля цементирования (АКЦ), среднее качество сцепления с ЭК по скважинам, где применялся РТМ на основе добавки ДР-50, составило 84,7%. По скважинам, ЭК которых крепились при помощи традиционной технологии, этот показатель составил 67,7% (табл. 1), что свидетельствует о более высоком качестве крепления ЭК посредством РТМ на основе ДР-50.

Таблица 1. Сравнительные показатели качества крепления ЭК с применением РТМ на основе добавки ДР-50 и по традиционной технологии на месторождениях Республики Башкортостан
Таблица 1. Сравнительные показатели качества крепления ЭК с применением РТМ на основе добавки ДР-50 и по традиционной технологии на месторождениях Республики Башкортостан

Похожие результаты были получены при креплении ЭК с применением РТМ и добавки НРС-1М: среднее качество сцепления с ЭК в скважинах, где применялся РТМ с данной добавкой, составило 74,9% (табл. 2), тогда как в скважинах, где для крепления ЭК применялась традиционная технология – лишь 58,4% (табл. 3).

Таблица 2. Качество крепления ЭК с применением РТМ с добавкой НРС-1М на месторождениях Республики Башкортостан
Таблица 2. Качество крепления ЭК с применением РТМ с добавкой НРС-1М на месторождениях Республики Башкортостан
Таблица 3. Качество крепления ЭК по традиционной технологии на месторождениях Республики Башкортостан
Таблица 3. Качество крепления ЭК по традиционной технологии на месторождениях Республики Башкортостан

Кроме того, использование РТМ на основе добавки ДР-50 оказалось более эффективным и при креплении более сложных для цементирования боковых стволов (БС). Так, среднее качество сцепления с ЭК по восьми скважинам, в которых применялась данная технология, составило 96%, а по 27-ти скважинам, где использовалась традиционная технология крепления БС, – 81,2% (табл. 4).

Таблица 4. Сравнительные показатели качества крепления БС с применением РТМ на основе добавки ДР-50 и по традиционной технологии на месторождениях Республики Башкортостан
Таблица 4. Сравнительные показатели качества крепления БС с применением РТМ на основе добавки ДР-50 и по традиционной технологии на месторождениях Республики Башкортостан

В результате испытаний в лаборатории ОАО «ТомскНИПИнефть» были определены основные показатели РТМ-75 для продуктивного интервала скважины (табл. 5). Все они удовлетворяют требованиям ГОСТ 1581-96. Также в лаборатории ОАО «ТомскНИПИнефть» были проведены испытания РТМ-75 с добавкой комплексного реагента для заканчивания скважины (КРЗС). Результаты испытаний, в частности, выявили, что при добавлении КРЗС до 2% от массы цемента УВО тампонажного раствора снижается практически до уровня водоотдачи бурового раствора – 5,0 см3/30 мин (табл. 6).

Таблица 5. Показатели РТМ-75 для продуктивного интервала скважины по результатам испытаний в лаборатории ОАО «ТомскНИПИнефть»
Таблица 5. Показатели РТМ-75 для продуктивного интервала скважины по результатам испытаний в лаборатории ОАО «ТомскНИПИнефть»
Таблица 6. Показатели РТМ-75 с добавкой КРЗС (2%) по результатам испытаний в лаборатории ОАО «ТомскНИПИнефть»
Таблица 6. Показатели РТМ-75 с добавкой КРЗС (2%) по результатам испытаний в лаборатории ОАО «ТомскНИПИнефть»

Работы с применением РТМ-50 также велись в продуктивном интервале Мельниковского месторождения НГДУ «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК». По результатам интерпретации данных АКЦ, качество сцепления с ЭК в скважине (№1), где проводились работы, составило 72,7%, что оказалось несколько ниже по сравнению с показателем соседней скважины (№2) этого же куста, но выше показателей АКЦ скв. №3, в которых цементирование проводилось по традиционной технологии (табл. 7).

Таблица 7. Опыт применения РТМ-50 в продуктивном интервале скважины Мельниковского месторождения НГДУ «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК»
Таблица 7. Опыт применения РТМ-50 в продуктивном интервале скважины Мельниковского месторождения НГДУ «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК»

Отчасти это связано с ухудшением свойств РТМ-50 в процессе хранения в условиях месторождения с января по апрель. Впрочем, после ОПЗ в скв. №2 обнаружилась ЗКЦ мощностью 480 м3сут. Для ЛЗКЦ два раза применялись блок-составы и были установлены два цементных моста, однако ЗКЦ не была ликвидирована, и восстановить добычу нефти в этой скважине не удалось (табл. 8).

Таблица 8. Освоение скважин куста №2590 Мельниковского месторождения НГДУ «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК»
Таблица 8. Освоение скважин куста №2590 Мельниковского месторождения НГДУ «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК»

В процессе освоения скв. №4 был обнаружен водоприток, но после установки двух цементных мостов удалось получить дебит нефти на уровне 6 м3сут. При освоении скв. №5 также был обнаружен водоприток, и для его устранения был установлен цементный мост. В то же время в процессе освоения скв. №1, где использовался РТМ-50, ЗКЦ и водопритоков обнаружено не было, а дебит нефти составил 15,1 м3сут (при плановом показателе 6 м3сут): 8,5 м3сут – из турнейского и 6,6 м3сут – из бобриковского горизонтов.

Иными словами, судить о качестве цементирования скважин лишь данным АКЦ не всегда объективно – в первую очередь следует принимать во внимание достигнутый после сдачи в эксплуатацию дебит нефти.

Наконец, РТМ-50 применялся для ЛЗКЦ из нижнего водоносного горизонта в скважинах Колгановского, Суторминского и Усинского месторождений. Технология РИР предусматривала вырезание участка ЭК, затем расширение участка вырезки, после этого в интервале вырезки устанавливали цементный мост и проводили его разбуривание до проектной отметки. В результате проведения работ на всех скважинах получен положительный результат (табл. 9).

Таблица 9. Установка цементного моста с применением РТМ на скважинах Колгановского, Суторминского и Усинского месторождений
Таблица 9. Установка цементного моста с применением РТМ на скважинах Колгановского, Суторминского и Усинского месторождений
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Хатим Валиевич, Вы сказали, что линейное расширение РТМ-75 для продуктивного интервала скважины по результатам испытаний в лаборатории ОАО «ТомскНИПИнефть» составило 2,25%. Уточните, пожалуйста, речь идет о показателе в скважинных или в атмосферных условиях?
Хатим Газизов: Этот показатель получен в атмосферных условиях, однако он будет таким же и в пластовых условиях.
Вопрос: Проводилось ли тестирование РТМ-75 в скважинных условиях?
Х.Г.: Нет, но скважинные условия моделировались в лаборатории.
Вопрос: На графике (рис. 14) показано, что начальная УВО РТМ с реагентом FL-11 составляет около 500 мл/30 мин. Не могли бы Вы для сравнения привести УВО обычного цемента?
Х.Г.: При перепаде давления 6,9 атм УВО находится в диапазоне 600-800 мл/30 мин.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Обзор прошедшей российской нефтегазовой технической конференции и выставки SPE 2016
Опыт проведения РИР по ЛЗКЦ с применением временно блокирующего состава «Изопласт-Д» с последующим докреплением тампонирующим составом на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №09/2018

Инженерная практика

Выпуск №09/2018

Арматура устьевая, фонтанная и трубопроводная.Промысловые трубопроводы
Развитие нормативной и аналитической базы в области испытания и применения арматурных изделийРазработка, производство и испытания новых видов арматурных изделийПроизводство и нанесение антикоррозионных покрытийВнутритрубная диагностика трубопроводов, внедрение камер запуска очистных устройств новых типовМеханизированная добыча, энергообеспечение, метеорологическое обеспечениеПрименение AR-технологий при проектировании и эксплуатации месторожденийПовышение технологической и энергетической эффективности систем ППД