Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ современных технологий крепления скважин и разобщения пластов 8
1.1 Геолого-технические условия, технология, качество крепления скважин и разобщения пластов в Западной Сибири на примере Когалымского региона 8
1.2 Анализ отечественного и зарубежного опыта крепления скважин, предупреждения поглощений и надежного разобщения пластов 15
1.3 Анализ основных свойств известных облегченных и расширяющихся тампонажных композиций и растворов 21
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1 31
2 Обоснование возможности снижения репрессий на поглощающие и продуктивные пласты, повышения качества одноступенчатого цементирования глубоких скважин 33
2.1 Исследование влияния способа цементирования на качество крепления скважин и разобщения пластов 33
2.2 Определение давлений начала поглощений и допустимой плотности тампонажных растворов при цементировании скважин 37
2.3 Обоснование возможности снижения репрессий на поглощающие и продуктивные пласты, предупреждения поглощений при цементировании скважин 47
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2 54
3 Исследование и разработка легких и расширяющихся тампонажных композиций и растворов 56
3.1 Методика и методы проведения исследований тампонажных цементов и растворов 56
3.2 Исследование и разработка легкого тампонажного раствора с добавкой полиоксихлорида алюминия 60
3.3 Исследование и разработка легких тампонажных смесей и растворов, облегченных микросферами 64
3.4 Разработка методики прогноза изменения плотности тампонажного раствора с алюмосиликатными микросферами в процессе цементирования скважин 70
3.5 Исследование и разработка рецептур расширяющихся тампонажных композиций для цементирования продуктивного интервала скважин 78
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3 84
4 Разработка методов приготовления тампонажных смесей и растворов. испытание, внедрение и технико- экономическая эффективность разработок 87
4.1 Технология приготовления тампонажных смесей и растворов 87
4.2 Промысловые испытания и внедрение легких тампонажных смесей и растворов 91
4.3 Промысловые испытания и внедрение расширяющихся тампонажных композиций 99
4.4 Технико-экономическая эффективность разработок 102
Выводы по разделу 4 105
Основные выводы и рекомендации 108
Список использованных источников 110
- Геолого-технические условия, технология, качество крепления скважин и разобщения пластов в Западной Сибири на примере Когалымского региона
- Анализ основных свойств известных облегченных и расширяющихся тампонажных композиций и растворов
- Определение давлений начала поглощений и допустимой плотности тампонажных растворов при цементировании скважин
- Исследование и разработка легкого тампонажного раствора с добавкой полиоксихлорида алюминия
Введение к работе
Актуальность темы исследований. Практика строительства нефтяных скважин в Западной Сибири показывает, что применение существующих технологических приемов, тампонажных материалов в таких сложных геологических условиях, как чередование интервалов с различными пластовыми давлениями, близкое расположение друг от друга водоносных и нефтеносных горизонтов, низкие градиенты давлений гидроразрыва пластов, бурение скважин с большими отходами от вертикали и повышении требований к охране недр не всегда позволяет обеспечить необходимый уровень качества. Основными проблемами при креплении скважин в таких условиях являются поглощения тампонажных растворов, недоподъем цементного раствора до проектной высоты, недостаточно качественное разобщение пластов и возникновение вследствие этого межпластовых перетоков.
Недостаточная эффективность технологии крепления скважин потребовала исследования геолого-технических условий, разработки новых расширяющихся и облегченных тампонажных композиций с улучшенными тампонажно - технологическими свойствами, методов их приготовления, регулирования свойств и применения в конкретных термобарических условиях скважин. Актуальность проблемы требует обоснования и практического решения вопросов снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты, повышения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным, снижения фильтрации, определенной кинетики твердения и расширения раствора, повышенной прочности тампонажного камня.
Цель работы. Повышение технико-экономических показателей и качества крепления скважин разработкой и внедрением легких и расширяющихся тампонажных композиций, методов их применения в сложных горно-геологических условиях.
Основные задачи исследований
1. Анализ влияния геолого-технических условий, технологии цементирования, применяемых тампонажных материалов на качество крепления скважин и разобщения пластов.
Анализ поглощений тампонажних растворов при цементировании скважин и обоснование методов их предупреждения.
Разработка легких тампонажных растворов плотностью менее 1270 кг/м .
Разработка расширяющихся тампонажных композиций с сокращенным периодом структурообразования и регулируемой кинетикой расширения.
Проведение опытно-промысловых испытаний разработанных тампонажных материалов.
6. Оценка технико-экономической эффективности внедрения разработок.
Научная новизна
Установлены основные факторы, влияющие на качество крепления скважин при одно и двухступенчатом цементировании. Показано, что для повышения качества крепления скважин и разобщения пластов предпочтительно одноступенчатое цементирование при условии снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты.
Разработана методика определения давления начала поглощения и допустимой плотности тампонажного раствора при цементировании скважин на основе данных станций контроля цементирования. Установлены фактические градиенты давлений начала поглощений в интервалах продуктивных (0,0152 - 0,0156 МПа/м) и вышележащих пластов Алымской свиты (0,0145 МПа/м) на примере Вать-Еганского нефтяного месторождения.
Показано, что кинетику и период расширения тампонажного раствора-камня можно регулировать добавками полимеров и дисперсантов.
Практическая ценность и реализация работы в промышленности. По результатам проведенных исследований разработаны:
легкий тампонажный раствор с микросферами плотностью в пределах 1220 -1270 кг/м3;
легкий тампонажный раствор на основе ПЦТ III О6-5-50 и полиоксихлорида алюминия плотностью 1370 - 1380 кг/м3 (патент РФ № 2230883);
расширяющиеся композиция на основе портландцемента и оксида кальция, содержащая понизитель водоотдачи Hallad - 23, дисперсант CFR - 3 и пеногаситель D-Air 3000 с регулируемым временем начала расширения;
способ приготовления облегченного тампонажного раствора с микросферами (патент РФ № 2239050);
Геолого-технические условия, технология, качество крепления скважин и разобщения пластов в Западной Сибири на примере Когалымского региона
Месторождения Когалымского региона (Тевлинско-Русскинское, Вать-Еганское, Повховское, Покачевское, Нивагальское, Урьевское, Локосовское и др. всего более 15) расположены в северной части Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области. Залежи углеводородов в этом районе открыты и разведаны в отложениях от коры выветривания до пород Покурской свиты.
Скважинами глубиной 1900-3200 м вскрываются до 8-12 нефтяных, нефтеводоносных и водоносных пластов различной мощности, пористости и проницаемости. Глинистые перемычки между нефтеводоносными пластами имеют небольшую толщину, либо отсутствуют. В верхней части разреза имеются пласты с низкими давлениями гидроразрыва, которые склонны к поглощению буровых и тампонажных растворов при строительстве скважин.
Основными нефтегазоносными комплексами являются неокомский, ачимовский и васюганский. Комплексы характеризуется линзовидным распространением песчаных пластов коллекторов, с тенденцией замещения их глинами.
Все песчаники в разрезе гранулярного типа, цемент глинистый, карбонатность невелика и достигает всего 2 %. Плотность нефти 830-840 кг/м3, минерализация воды до 25 г/л, плотностью 1012-1035 кг/м3. Плотность глинистых пород изменяется в пределах 1800-2500 кг/м3, плотность песчаников от 2500 до 2700 кг/м3, песков - 1900 кг/м3.
Сведения о средней пористости и проницаемости песчаных коллекторов разреза скважин представлены в таблице 1.
Как видно из данных таблицы 1 коэффициенты пористости и проницаемости пород изменяются в широких пределах, соответственно, от 17 до 38 % и от 10,5 до 1500 мД. Общая толщина проницаемых пород достигает 30 % разреза. Все пласты-коллекторы сеноманского возраста водонасыщены. Нефтенасыщены коллектора Мегионской свиты и юрских отложений.
Величины начальных пластовых давлений соответствуют гидростатическим. Расчетные градиенты гидроразрыва пластов составляют от 0,0177 до 0,0198 МПа/м. При этом выборочные опрессовки стволов скважин контрольным давлением показали, что фактические градиенты гидроразрыва пластов значительно ниже расчетных и в отдельных случаях не превышают 0,015 МПа/м.
Таким образом, коллекторы разреза скважин характеризуются высокой пористостью, проницаемостью, большой эффективной толщиной, малой эффективной толщиной глинистой перемычки между нефтеводоносными пластами (в некоторых скважинах ее отсутствием) и низкими градиентами давлений гидроразрыва пород.
Такая характеристика пластов предопределяет наличие зон поглощений буровых и цементных растворов, в интервалах наименее прочных пород -продуктивные пласты и высокопроницаемые пласты Покурской, Алымской, Баженовской свит. Возникновения межпластовых перетоков. При бурении также отмечаются такие осложнения как разжижение глинистого раствора, ухудшение его свойств в интервале от 50 до 360 метров в результате растепления мерзлых горных пород и перетока их в буровой раствор. Осыпи и обвалы стенок скважины - в интервале 1020-2000 м. Сужение ствола, сальникообразование - в интервалах 360-1050 и 2500-2880 м, в результате разбухания глинистых пород разреза и потери устойчивости стенок скважин, что часто является причиной повышенного давления на насосах цементировочных агрегатов при цементировании скважин и требует применения мероприятий по повышению устойчивости стенок скважины.
Выбор конструкции и способа крепления скважин в Когалымском регионе определяется геолого-техническими условиями бурения и эксплуатации (рисунок 1).
В отдельных случаях при недостаточной изученности разреза в конструкции разведочных скважин предусматривают включение резервной промежуточной обсадной колонны. Промежуточные колонны (сплошные, хвостовики, летучки) предусматриваются также для крепления и разобщения, несовместимых по условиям бурения интервалов геологического разреза.
Спуск обсадных колонн производится в один прием одной секцией. Цементирование эксплуатационных колонн добывающих скважин производится в две ступени с использованием в качестве устройств ступенчатого цементирования МЦП-146 (168) или УСЦ - 146 (168), а нагнетательных - в одну ступень. Цементирование направлений, кондукторов и промежуточных колонн производится также в одну ступень. Типовая технологическая оснастка обсадных колонн включает: башмак, обратный клапан, центраторы, скребки и турбулизаторы.
Анализ основных свойств известных облегченных и расширяющихся тампонажных композиций и растворов
В начальный период ОЗЦ наиболее вероятным местом прорыва пластового флюида является именно область, заполненная тампонажным раствором (камнем). В этот период в поровом пространстве тампонажного раствора (камня) могут формироваться флюидопроводящие каналы в результате суффозионных разрушений структуры раствора фильтрационными потоками свободной жидкости затворения, возникающими в процессе седиментации и при напорном воздействии флюида пласта. Давление тампонажного раствора с течением времени снижается вплоть до гидростатического давления столба свободной жидкости затворения [74, 75], находящейся в поровом пространстве тампонажного раствора (камня). Возникает градиент давления, направленный из пласта в скважину [12], который является движущей силой флюидопроявления. Максимального значения этот градиент достигает в момент полного выхода твердой составляющей из взвешенного состояния. Для предотвращения образования каналов рекомендуется в этот период создавать избыточное давление на устье скважины. Данный метод эффективен при цементировании скважин с аномально высокими пластовыми давлениями [17].
Повышение эффективности очистки затрубного пространства от остатков бурового раствора может быть достигнуто применением комплексных буферных жидкостей [9]. Первая часть представлена жидкостью, отвечающей требованиям высокой степени вытеснения, вторая — жидкостью обладающей высокой физико-химической активностью. Основным фактором, влияющим на удовлетворительную герметичность затрубного пространства, остается применяемый тампонажныи раствор и камень, точнее его изолирующая способность.
Можно выделить несколько основных методов повышения изолирующей способности, предлагаемых различными исследователями: - снижение водоцементного отношения с применением различного рода пластификаторов [30, 6]; - добавление в жидкость затворения высокомолекулярных водорастворимых полимеров [78, 46, 47]; - добавление в жидкость затворения кольматантов [22]; - применение расширяющих добавок [26, 77]; - сокращение сроков схватывания тампонажных растворов [30].
По мнению многих отечественных и зарубежных исследователей для повышения качества разобщения пластов, предупреждения осложнений, связанных с возникновением перетоков в интервале залегания продуктивных пластов необходимо применять расширяющиеся тампонажные составы [17, 52]. Основным преимуществом расширяющихся тампонажных композиций (РТК) является широкий спектр материалов способствующих расширению, простота приготовления составов, относительная дешевизна [41]. Исследования свойств и возможность получения РТК достаточно хорошо описаны в работах А.И. Булатова, Д.С. Данюшевского, Н.Х. Каримова, В.П. Овчинникова и др. [8,9,24,35,55].
Таким образом, обзор основных направлений развития методов крепления скважин и разобщения пластов показывает, что одним из наиболее эффективных способов предупреждений поглощений тампонажных растворов является снижение репрессии на поглощающие пласты за счет снижения плотности тампонажных растворов, введением в их состав облегчающих добавок. Для повышения качества разобщения пластов целесообразно применять расширяющиеся тампонажные цементы и растворы в совокупности с системой буферных жидкостей повышающих эффективность очистки затрубного пространства от остатков бурового раствора.
На основе анализа литературных источников и патентных исследований, нами сгруппированы известные в практике крепления скважин, облегчающие добавки и облегченные цементы по следующим технологическим показателям получаемого раствора и камня: плотность, водоотделение и прочность цементного камня (таблица 3).
Проанализировав данные таблицы 3 можно сделать следующие выводы. Облегченные цементы заводского производства, обладая достаточно высокой седиментационной устойчивостью и прочностными характеристиками камня, не позволяют получать тампонажные растворы с плотностью ниже 1450 кг/м . Плотность тампонажных растворов включающих в свой состав тонкодисперсные добавки, физически связующие дополнительно введенное для снижения плотности количество воды регулируется в широких пределах от 1250 до 1700 кг/м3, ограничениями их применения являются: высокая токсичность (составы №№ 17, 18), низкая седиментационная устойчивость (составы №№ 11, 19) низкая прочность цементного камня, или сложность их приготовления.
К достоинствам растворов включающих в свой состав полые микросферы можно отнести их высокую седиментационную устойчивость, низкое по сравнению с другими типами облегченных растворов водоцементное отношение и сокращенные сроки схватывания, высокую прочность получаемого камня, а также регулируемую в широких пределах плотность [57,21].
Определение давлений начала поглощений и допустимой плотности тампонажных растворов при цементировании скважин
Анализ качества крепления скважин, законченных строительством в ТПП «Когалымнефтегаз» в 2001-2002 гг. показал, что: - количество межпластовых перетоков в скважинах зацементированных в две ступени составляет 12,9 % и 13,0 %, зацементированных в один прием -7,1 % и 6,2 % в 2001 и 2002 гг. соответственно; - в скважинах зацементированных в одну ступень удовлетворительная герметичность (сплошной контакт) цементного камня по данным акустической цементометрии в интервале продуктивных пластов в среднем с колонной выше в 1,9 раза, с породой в 1,45 раза, по сравнению с аналогичными показателями, полученными при двухступенчатом цементировании (рисунок 2).
Это объясняется тем, что при цементировании в одну ступень происходит более эффективный смыв фильтрационной корки бурового раствора со стенок скважин и более лучшая очистка каверн от остатков бурового раствора и шлама, поскольку объем прокачиваемых буферной жидкости и тампонажного раствора, в 5-8 раз больше чем при двухступенчатом цементировании.
При двухступенчатом цементировании меньше доля скважин с недоподъемом цемента до проектной высоты. Однако метод двухступенчатого цементирования по сравнению с одноступенчатым имеет ряд недостатков: - устройства ступенчатого цементирования имеют конструктивные недоработки, приводящие к браку при креплении; - во время ОЗЦ первой ступени в течение 3-8 часов простаивает буровая установка и цементировочная техника; - необходимы затраты средств на приобретение муфт, оборудование и время на разбуривание или проталкивание пробки к забою при освоении скважины; - в процессе промывки, закачивания и продавки гельцементного раствора, в момент получения «стоп», опрессовки всей колонны на твердеющее цементное кольцо первой ступени создаются дополнительные механические нагрузки, приводящие к нарушению контактов цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины.
Вследствие этих недостатков и по указанным выше причинам при применении двухступенчатого цементирования, по сравнению с одноступенчатым, выше доля скважин с межпластовым перетоками, не герметичностью колонн. Больше затрачивается времени и средств. Стоимость скважины увеличивается на 3-5 %.
Таким образом, при цементировании скважин в одну ступень с использованием для крепления верхнего интервала гельцементных растворов плотностью 1500 + 20 кг/м3, а для крепления нижнего интервала цементных растворов плотностью 1820 - 1920 кг/м3 велика репрессия на поглощающие и продуктивные пласты, соответственно, повышается вероятность гидроразрыва пластов и поглощения тампонажных растворов. Вместе с тем при одноступенчатом цементировании выше качество разобщения пластов, меньше затраты времени и средств чем при двухступенчатом способе. Для реализации этих преимуществ необходимо определить давления начала поглощений, допустимую плотность тампонажного раствора и оценить возможность снижения репрессии на поглощающие и продуктивные пласты, при этом цементирование скважины производить в одну ступень.
В Когалымском регионе наиболее часто поглощения буровых и тампонажных растворов происходят на Вать-Еганском месторождении ТГШ «Когалымнефтегаз». Так, например, при бурении скважин №№ 8850, 8860 и 8861 куста № 88 буровой раствор плотностью 1120 - 1140 кг/м , вязкостью 30 с. и водоотдачей 6 - 8 см /30 мин. в интервале от башмака кондуктора (750 м) до подошвы Алымской свиты (2100 м) поглощался в объеме 15-28 м3. По мере углубления скважин интенсивность и объем поглощаемого бурового раствора в интервалах проницаемых пород вследствие их закупорки и кольматации постепенно снижается. Однако уровень изоляции проницаемых пород буровым раствором низкой плотности (1100 - 1400 кг/м3) недостаточен, для того чтобы выдержать повышенные репрессии, возникающие в процессе цементирования эксплуатационных колонн. Соответственно этому в процессе цементирования возникают поглощения тампонажных растворов (таблица 9).
Исследование и разработка легкого тампонажного раствора с добавкой полиоксихлорида алюминия
В течение опыта температура и давление поднимаются согласно баротермального режима цементирования скважины. При перемешивании раствора в консистометре с ростом давления часть микросфер будет «схлопываться» и вследствие этого консистенция раствора будет возрастать. Необходимо, чтобы разрушение микросфер не сопровождалось ростом начальной консистенции более 30 УЕК (Вс). Если начальная консистенция более 30 УЕК (Вс), водоцементное отношение увеличивается на 0,05 и опыт повторяется. После проведения опыта на консистометре, вновь определяется растекаемость раствора, которая должна быть не менее 180 мм. Если растекаемость раствора менее 180 мм, увеличивается В/Ц на 0,05 и опыт повторяется.
При полученном В/Ц определяется плотность тампонажного раствора. Если плотность раствора в атмосферных условиях менее требуемой величины, количество микросфер уменьшается на 0,5 %, и опыты повторяются. Если плотность раствора в атмосферных условиях или после моделирования процесса цементирования более требуемой величины, количество микросфер увеличивается на 0,5 %, и опыты вновь повторяются.
При подобранном В/Ц и смесевом соотношении ПЦТ/полые микросферы определяются свойства тампонажного раствора (после испытания его в баротермальных условиях цементирования скважины): время загустевания, водоотделение, водоотдача, прочность цементного камня.
Кроме того, определялись свойства тампонажного раствора в процессе затворения и выходящего на устье при цементировании скважин.
РТК увеличиваются в объеме даже при воздействии на них скважинных давлений и температур, кроме того, цементный камень, получаемый из РТК должен обладать повышенной величиной адгезии к ограничивающим его поверхностям.
Первоначально для определения оптимальных составов расширяющихся тампонажных композиций исследование процесса расширения цементного камня проводится на стандартном приборе ПНГ - 1, который предназначен для определения набухания грунтов в различных жидкостях. Приготовленный тампонажный раствор заливается в кольцо прибора, после чего последний помещается в термостат с заданной температурой. Показания прибора считываются в реальном времени до прекращения процессов расширения (усадки) цементного камня.
Далее с подобранным составом проводят испытания в термобарических условиях. Для определения изменения объема цементного камня в процессе структурообразования и твердения вяжущего в условиях высоких температур (до 200 С) и давлений (до 100 МПа) была разработана установка, схема которой описана в [35]. Принцип работы установки основан на дистанционном измерении перемещения поршневого устройства, регистрирующего изменение объема цементного раствора при твердении в цилиндре, помещенном в автоклав.
Нами, на основе работы проделанной Н.Х. Каримовым была разработана установка принципиальным отличием которой от описанной в его работе является то, что в установке для измерения объемных деформаций использованы автоклав, узлы задания давления и температуры от стандартной установки УС-1-М-1. Определение объемных изменений цементного раствора в процессе структурообразования и твердения производились в реальном времени, что позволило отследить кинетику расширения. Также эта установка позволяет формировать пробу для определения силы сцепления цементного камня с ограничивающей его поверхностью.
Суть опыта заключается в следующем: на каждое определение используется 100 г испытуемого материала. Тампонажный раствор перемешивается в герметизированном консистометре при заданных параметрах в течение времени, необходимого для процесса цементирования скважины. Затем в цилиндр заливается испытуемый раствор до метки на внутренней поверхности стакана. На раствор устанавливается перфорированный поршень с толкателем сверху поршня, цилиндр заполняется маслом и крепится к крышке
автоклава, фиксируется нулевая точка отсчета на дифференциально-трансформаторной катушке.
Автоклав герметизируется, создаются необходимые параметры по температуре и давлению. Нагревание цементного раствора в цилиндре производится путем подогрева масла в автоклаве с помощью трубчатого электронагревателя типа ТЭН, помещенного внутри автоклава. Стрелка шкалы потенциометра устанавливается в середине шкалы диаграммной ленты для записи процессов расширения либо усадки цементного раствора и камня. Запись производится до конца процесса деформации. Относительная величина усадки или расширения рассчитывается по формуле А = Ah 100 /h, (3.1) где Ah - изменение высоты образца на том или ином участке кривой, м; h - исходная высота образца, м.
Адгезию цементного камня к металлу по напряжению сдвига определяли после его твердения в течение заданного времени при забойной температуре и давлении, выдавливая камень из цилиндра гидравлическим прессом ИП-100 после окончания опыта по определению линейных деформаций цементного камня в вышеописанной установке.
