Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Строительство скважин
  • Опыт цементирования скважин Усинского месторождения облегченными тампонажными составами с различными способами облегчения

Опыт цементирования скважин Усинского месторождения облегченными тампонажными составами с различными способами облегчения

Результаты опытно-промышленных работ (ОПР) по цементированию эксплуатационных колонн (ЭК), проведенные ООО «НПП Новатор» на скважинах Усинского месторождения с августа по декабрь 2016 года, показали, что наилучшее качество крепления ЭК достигается при повышении плотности облегченных тампонажных составов до 1,54 г/см3 и выше . Применение тампонажного состава, облегченного путем вспенивания, приводит к снижению качества крепления верхних интервалов скважин, в то время как плотность облегченного тампонажного материала без вспенивания не зависит от глубины скважины и остается постоянной по высоте скважины.

01.04.2018 Инженерная практика №02/2018
Газизов Шамиль Хатимович Директор ООО «НПП Новатор»

По проекту строительства скважин Усинского месторождения [1] для цементирования ЭК был рекомендован тампонажный состав под условным названием «К», представляющий собой смесь тампонажного цемента марки ПЦТ I-G с добавкой 15% глиноземистого цемента [2], облегчение которого производится путем вспенивания в процессе приготовления тампонажного раствора.

ОБОСНОВАНИЕ ПЛОТНОСТИ ТАМПОНАЖНОГО СОСТАВА

В соответствии с проектом строительства скважин, цементирование ЭК должно было производиться двумя порциями тампонажного раствора различной плотности: интервал выше продуктивного пласта до устья планировалось цементировать облегченным тампонажным раствором плотностью 0,90 г/см3, нижний продуктивный интервал – облегченным раствором плотностью 1,50 г/см3.

Однако анализ геологических условий Усинского месторождения показал, что для цементирования ЭК нет необходимости в облегчении тампонажного раствора ниже плотности 1,55 г/см3, в то время как в проекте максимально допустимое значение плотности бурового раствора при бурении продуктивного интервала составляло 1,55 г/см3. Ни давление гидроразрыва пластов, ни их проницаемости не давали оснований для снижения плотности тампонажного раствора до 1,50 г/см3 и, тем более, до 0,90 г/см3 в межколонном пространстве. Кроме того, использование тампонажного раствора плотностью 0,90 г/см3 для цементирования ЭК могло бы ограничить возможности применения иных вариантов облегченных тампонажных растворов, помимо облегченных вспениванием. Также уменьшение плотности тампонажного раствора могло привести к снижению прочности цементного камня, а, следовательно, и к снижению качества крепления ЭК. Вероятно, по этой причине при цементировании ЭК скважин куста №1 заказчик решил отойти от проекта и принять плотность облегченных растворов из тампонажной смеси «К» как для верхнего, так и нижнего интервалов значительно выше проектных показателей. Для скв. №3 плотность составила 1,50 г/см3, а для скважины №1 – до 1,69 г/см3.

ПРОВЕДЕНИЕ ОПР

В программе ОПР для цементирования ЭК на Усинском месторождении по технологии ООО «НПП Новатор» облегченным тампонажным составом была согласована плотность тампонажного раствора 1,50±0,04 г/см3. Работы проводились на Усинском месторождении с августа по декабрь 2016 года. В ходе проведения ОПР планировалось отработать технологию приготовления облегченного тампонажного раствора плотностью 1,50±0,04 г/см3, провести процесс цементирования, а также определить влияние буферной жидкости с реагентом КРЗС-Б на качество подготовки стенок скважины и отделение цементного раствора от бурового.

Цементирование ЭК проводилось на четырех скважинах (№5, 6, 4 и 2) куста №1, которые отличались друг от друга как длиной ЭК по стволу, так и углами наклона.

На всех четырех скважинах цементирование ЭК проводилось в две ступени с установкой муфты ступенчатого цементирования (МСЦ) в интервале промежуточной колонны. Двухступенчатая технология цементирования ЭК применялась по рекомендации заказчика для предотвращения возможных поглощений при цементировании, так как ранее при бурении наблюдались случаи поглощения бурового раствора в интервале ниже технической колонны, для ликвидации которых применялись закачки тампонирующих материалов и вязкоупругих составов (ВУС). Для предотвращения воздействия давления при цементировании второй ступени на поглощающие пласты ниже МСЦ в межтрубном пространстве был установлен заколонный пакер.

После цементирования скважины №5 анализ результатов акустической цементометрии (АКЦ) и селективной гамма-дефектометрии и толщинометрии (СГДТ) показал, что качество цементирования зависит от плотности цементного раствора (табл.1).

Таблица 1. Зависимость качества цементирования от средней плотности тампонажного раствора
Таблица 1. Зависимость качества цементирования от средней плотности тампонажного раствора

В интервалах с плотностью тампонажного раствора ниже 1,50 г/см3 показатели сцепления интерпретировались как «отсутствие» и «частичное», а в интервалах, в которых плотность тампонажного раствора превышала 1,54 г/см3, сцепление колонны с цементным кольцом интерпретировалось как частичное и хорошее. В связи с этим было принято решение для повышения качества крепления ЭК готовить и закачивать тампонажный раствор плотностью 1,54 г/см3 и выше.

После цементирования первой ступени ЭК на скважине №5 для раскрытия заколонного пакера и последующего открытия окон МСЦ не удавалось поднять давление выше 140 атм, при котором было закачано около 3 м3 бурового раствора без циркуляции. Для открытия окон МСЦ пришлось произвести сброс шара, в результате чего циркуляция возобновилась. Уход более 3 м3 бурового раствора наблюдался без выхода с устья и мог произойти из-за негерметичности внутренней полости колонны ниже МСЦ, например, через заколонный пакер.

Цементирование первой ступени скважины №6 начиналось при уровне жидкости ниже 300 м от устья, но при бурении наблюдалось поглощение, а принятые меры по ликвидации поглощения в виде закачки ВУС результатов не дали. В итоге после цементирования первой ступени после срезки цемент на устье не вышел, что свидетельствует о частичном поглощении тампонажного раствора, а по данным АКЦ с интервала установки МСЦ и ниже (1403-1487,1 м) наблюдалось отсутствие сцепления, что составляет около 4,81% по скважине. Но, несмотря на плохую подготовку скважины к цементированию, увеличение плотности тампонажного раствора позволило существенно повысить показатели АКЦ, доля хорошего сцепления составила 64,8%. По данным станции контроля цементирования (СКЦ) плотность закачиваемого тампонажного раствора на этой скважине составляла 1,54÷1,58 г/см3.

Из-за потерь тампонажного раствора при цементировании вторых ступеней ЭК на скважинах №5 и 4 на устье выходили лишь зоны смешения тампонажного раствора с буферной жидкостью, что подтверждалось низкой плотностью выходящего с устья тампонажного раствора, которая не превышала 1,35 г/см3. Также с учетом поглощения тампонажного раствора при цементировании ЭК на скважине №6 для повышения качества крепления скважины №2 было решено увеличить объем закачиваемого тампонажного раствора.

Это позволило существенно уменьшить участки с отсутствием сцепления в верхнем интервале скважины, доля которых составила на этой скважине всего лишь 1,26%. В результате плотность выходящего с устья тампонажного раствора выросла до 1,45 г/см3, а по данным СГДТ плотность цементного камня у устья скважины составила 1,51 г/см3.

ВЛИЯНИЕ ВСПЕНИВАНИЯ СОСТАВА НА КАЧЕСТВО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Анализ качества крепления скважин с применением пеноцементной технологии производителя состава «К» показывает, что один из недостатков этой технологии заключается в снижении качества крепления верхних интервалов скважин. Так, при цементировании ЭК на скважине №1 по данным СКЦ плотность закачиваемого тампонажного раствора составляла 1,69 г/см3 – это предельная величина для скважин Усинского месторождения, учитывая давление гидроразрыва пластов в продуктивном интервале. Повышение плотности пеноцементного тампонажного раствора на скважине №1 позволило уменьшить интервал с отсутствием сцепления до 102,9 м (7,21%), а интервалы с хорошим сцеплением на этой скважине оказались практически такими же, как и на скважине №3, где средняя плотность закачиваемого тампонажного раствора была значительно ниже и составляла около 1,50 г/см3.

Таблица 2. Показатели качества крепления ЭК на скважинах №1* и 3 по пеноцементной технологии по данным АКЦ и СГДТ
Таблица 2. Показатели качества крепления ЭК на скважинах №1* и 3 по пеноцементной технологии по данным АКЦ и СГДТ

Показатели качества крепления ЭК по пеноцементной технологии на скважинах №1 и 3 по данным АКЦ и СГДТ (табл. 2) свидетельствуют, что в скважине №1 есть интервалы, в которых сцепление оценено как частичное и плотность цементного камня составляла не менее 1,41 г/см3, а в скважине №3 были признаны как частичные даже интервалы с плотностью 1,273 г/см3, что свидетельствует о существенных отличиях в подходах к оценке качества крепления этих скважин. В противном случае отсутствие сцепления по ЭК на скважине №3 могло достигать более 45%.

Как известно, один из наиболее простых способов облегчения тампонажных растворов заключается в его вспенивании. Однако у пенных систем есть и недостатки [3], такие как неконтролируемость давления газированного тампонажного раствора и его плотности по высоте скважины. При цементировании скважин пенными системами усложняется технология приготовления облегченного тампонажного раствора, возрастает потребность в цементировочной технике, а также увеличивается время цементирования, что повышает общую стоимость работ по цементированию скважин. По проекту для цементирования ЭК по пеноцементной технологии тампонажной смесью «К» были предусмотрены три компрессора (один компрессор СД-9/101 и два компрессора УКС 400). Расчетное время цементирования ЭК в проекте составляло 312 мин, в то время как среднее время цементирования ЭК в две ступени по технологии, разработанной ООО «НПП Новатор», на четырех скважинах не превышало 220 мин.

Поскольку эффективность вспенивания тампонажного раствора зависит от давления (чем оно ниже, тем меньше плотность раствора), с увеличением глубины скважины облегчающая эффективность пенной системы снижается в результате повышения давления и растворения газа. Из приведенных данных СГДТ двух скважин одного и того же куста, при цементировании которых применялись разные способы облегчения тампонажных растворов (табл. 3), следует, что плотность газированного тампонажного раствора зависит от глубины скважины, в то время как плотность цементного камня из негазированного облегченного тампонажного раствора остается практически постоянной по высоте скважины. При использовании тампонажной смеси «К» плотность цементного камня на устье скважины №3 составляла 1,2 г/см3, и лишь на глубине около 850 м она повысилась до 1,51 г/см3 и стабилизировалась.

Таблица 3. Зависимость плотности цементного камня от глубины скважины
Таблица 3. Зависимость плотности цементного камня от глубины скважины

Следовательно, качество крепи в верхних интервалах скважины также оказывается значительно ниже. Даже на глубине более 560 м плотность цементного камня из тампонажной смеси «К» интервалами составляет лишь 1,18 г/см3 (качество цементирования оценено как частичное). С глубиной плотность вспененного тампонажного раствора и, соответственно, цементного камня должна повышаться. В то время как плотность облегченного тампонажного материала по технологии ООО «НПП Новатор» без вспенивания не зависит от глубины скважины и остается практически постоянной по высоте скважины.

Основная причина снижения плотности цементного камня из тампонажной смеси «К» заключается в уменьшении давления тампонажного раствора с подъемом к поверхности, а также возможности смешения тампонажного раствора с буферной жидкостью на участках с увеличением зенитного угла наклона ЭК (21÷58 град.). На Ярегском месторождении при применении вспененного облегченного раствора из тампонажной смеси «К» также возникают осложнения, так как глубина залегания продуктивных пластов значительно меньше (около 200-220 м по вертикали). Другим осложняющим фактором при цементировании ЭК становится высокая вероятность смешения тампонажного раствора с буферной жидкостью, связанная с профилем скважин (наклонно-направленные с горизонтальным окончанием). При этом плотность тампонажного раствора, принятая в проекте, еще меньше: для первой порции она составляет 0,80 г/см3, для второй – 1,40 г/см3.

ВЫВОДЫ

Таким образом, ОПР по цементированию ЭК по технологии ООО «НПП Новатор», проведенные на четырех скважинах куста №1 Усинского месторождения показали, что при цементировании ЭК с применением облегченных тампонажных растворов плотностью до 1,58 г/см3 как для продуктивного интервала, так и верхнего интервала до устья, поглощения тампонажных растворов из-за гидроразрыва пластов не наблюдалось.

Также результаты ОПР свидетельствуют, что при применении облегченных тампонажных цементов по технологии ООО «НПП Новатор» увеличение плотности тампонажного раствора до 1,56-1,58 г/см3 позволяет повысить долю хорошего сцепления до 64,8%, что выше показателя качества (51,69% хорошего сцепления) при цементировании ЭК по пеноцементной технологии со значительно большей плотностью тампонажного раствора (1,69 г/см3).

Сравнительный анализ результатов цементированию ЭК на скважинах куста №1 по технологии и материалам ООО «НПП Новатор» и по пеноцементной технологии показывает, что технология ООО «НПП Новатор» обладает значительным резервом для дальнейшего повышения качества крепления ЭК путем повышения плотности тампонажного раствора до 1,65±1,68 г/см3.

Учитывая, что на Усинском месторождении нефть добывается методом термического воздействия на продуктивные пласты, основным свойством крепи скважины должна быть термостойкость состава при воздействии высоких температур (до 250°С). Анализ научно-технической литературы [4] и проведенные лабораторные испытания показали [5], что цементный камень из тампонажной смеси «К», содержащей в своем составе 15% глиноземистого цемента, не отличается стойкостью в гидротермальных условиях при воздействии высоких температур.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Строительство эксплуатационных скважин кустов №5ОЦ, 5004, 5010, 5006, 5011,5013,5005, 5089, 5009, 5016, 5087, 5098 Усинского месторождения. Проектный институт нефти и газа (ПИНГ УГТУ). Том 5. 2014 г.
  2. Тампонажная смесь «К» ТУ 5736-001-001-14605103-08.
  3. Гребенщиков В. М, Овчинников В.П. Цементирование высокопроницаемых горизонтов с низкими пластовыми давлениями // Бурение и нефть. 2008. № 4.
  4. Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. – М.: Недра, 1978. 293 с.
  5. Газизов Х.В., Газизов Ш.Х. Тампонажные составы для крепления скважин с термическим воздействием и методика оценки их термостойкости // Инженерная практика № 11. 2017. С. 64-65.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Проблемы снижения обводненности добываемой продукции: актуальность, вызовы и решения
Применение средств моделирования для мониторинга и анализа работы трубопроводов при транспорте многофазной продукции
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

10 – 14 сентября 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.