Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ условий строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин 11
1.1 Общие проблемы бурения и заканчивания дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин 11
1.2 Осложнения при бурении дополнительных стволов на примере месторождений Пермского края 19
1.2.1 Влияние геолого-технических особенностей Пермского края на качество строительство дополнительных стволов 24
1.2.1.1 Химический и минералогический состав горных пород 25
1.2.1.2 Гидрогеологическая характеристика разреза 27
1.2.1.3 Влияние нефтегазоносности, пластовых давлений на технологию проводки боковых стволов 28
1.2.1.4 Состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов 33
1.3 Анализ существующих конструкций нефтедобывающих скважин и бурящихся из них боковых стволов 34
1.4 Анализ существующих профилей боковых стволов, пробуренных из нефтедобывающих скважин 35
1.5 Анализ качества крепления хвостовиков в боковых стволах 39
1.6 Проблемы вторичного вскрытия пластов 46
1.7 Выводы по главе 1. Постановка цели работы и задач исследований 50
2. Обоснование рабочей гипотезы. методика проведения экспериментальных исследований и обработки полученных результатов 53
2.1 Обоснование технологических мероприятия, повышающих качество строительства боковых стволов 53
2.1.1 Обоснование предложений, предупреждающих осложнения при бурении дополнительных стволов оптимизацией их профиля 53
2.1.2 Увеличение диаметра боковых стволов и оптимизация конструкции скважин 57
2.1.3 Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов 59
2.2 Обоснование технологических мероприятия и материалов, повышающих качество заканчивания боковых стволов 61
2.2.1 Обоснование требований к технологии и материалам 61
2.2.2 Обоснование сырьевых компонентов для получения специальных тампонажных материалов (обоснование объектов исследований) 80
2.2.3 Обоснование применения щадящих методов перфорации 86
2.3 Методика проведения экспериментальных исследований 90
2.4 Методика планирования и математическая обработка экспериментальных данных 95
3. Комплексная технология повышения качества строительства боковых стволов из ранее пробуренных скважин 98
3.1 Увеличение диаметра боковых стволов и выбор оптимальной конструкции скважин 98
3.2 Выбор оптимального профиля боковых стволов 100
3.3 Разработка составов расширяющихся тампонажных растворов 100
3.3.1 Влияние расширяющих добавок на свойства тампонажных растворов и камня 100
3.3.2 Влияние расширяющих добавок на прочность контакта цементного камня с сопредельными средами 108
3.3.3 Лабораторные исследования свойств разработанных тампонажных составов 109
3.3.4 Совершенствование рецептур расширяющихся тампонажных составов для цементирования хвостовиков в боковых стволах при нормальной и повышенной температурах 115
3.4 Совершенствование технологии цементирования дополнительных стволов 117
3.5 Разработка технологии щадящего метода вторичного вскрытия продуктивных пластов как способа сохранения крепи 124
4. Апробация и промышленное внедрение результатов исследований 131
4.1 Внедрение оптимального профиля бокового ствола 131
4.2 Внедрение расширяющегося тампонажного материала с добавкой ДР-1 132
4.3 Внедрение разработок на месторождении Северные Бузачи (Казахстан) 137
4.4 Внедрение разработок на месторождении Каракудук 142
4.5 Внедрение щелевой гидропескоструйной перфорации 145
4.6 Разработка нормативной документации 146
4.7 Оценка экономической эффективности разработок 146
Основные выводы и рекомендации 150
Литература 152
Приложение 1. Расширяющая добавка для нормальных и умеренных температур "ДРС-НУ", технические условия (ту 5744-002-44821376-2010) 161
Приложение 2. Программа работ по цементированию эксплуатационных колонн на скважинах месторождения Северные Бузачи 167
Приложение 3. Регламент по приготовлению тампонажных растворов и буферных жидкостей на месторождении Северные Бузачи 174
Приложение 4. Акты о внедрении результатов диссертационной работы 185
- Осложнения при бурении дополнительных стволов на примере месторождений Пермского края
- Обоснование сырьевых компонентов для получения специальных тампонажных материалов (обоснование объектов исследований)
- Совершенствование технологии цементирования дополнительных стволов
- Внедрение разработок на месторождении Северные Бузачи (Казахстан)
Введение к работе
Актуальность работы
Одним из наиболее перспективных, экономичных и эффективных способов довыработки остаточных запасов углеводородов является метод реконструкции части имеющегося фонда скважин строительством дополнительных стволов.
В настоящее время нефтяные компании наращивают объемы добычи нефти и газа, в том числе и за счет строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин, снижая затраты на бурение новых скважин.
Область строительства направленных боковых стволов (БС) в настоящее время находится на стадии своего развития и совершенствования, и естественно, существует целый ряд сложных проблем, нерешенность которых сдерживает это перспективное направление. В частности, выявляются недостатки при выборе проектного профиля бокового ствола, невозможность осуществления проводки в соответствии с проектными данными, отсутствие должного качества крепления хвостовика в боковом стволе. Проблемным остается вопрос вторичного вскрытия продуктивных пластов, так как при применяемом методе кумулятивной перфорации, во всех случаях происходит разрушение цементного камня за колонной и образование трещин в нем в результате возникновения больших нагрузок на колонну и камень при кумулятивной перфорации.
По мнению некоторых исследователей, отсутствие разработанной комплексной инженерной технологии, адаптированной к конкретным геолого-техническим условиям, является одним из факторов, сдерживающих развитие данного перспективного направления.
Мы полагаем, что комплексная технология повышения качества строительства боковых стволов из старого фонда скважин должна начинаться с проектирования основных стволов скважин, которые должны быть благоприятны и наиболее эффективны с точки зрения дальнейшей разработки месторождений проводкой дополнительных стволов.
Проектирование оптимального профиля бокового ствола (БС), его проводка и этапы, входящие в цикл заканчивания, также должны решаться комплексно с учетом конкретных геолого-технических условий.
Несмотря на достаточно большой объем исследований, проводимых в этом направлении, проблема повышения качества строительства боковых стволов до сих пор не решена, и актуальность ее будет возрастать из-за увеличения их количества, роста доли горизонтальных стволов с большим проложением в продуктивной части пласта.
Цель работы
Снижение аварийности и осложненности при строительстве боковых стволов на базе комплексной технологии, включающей совершенствование конструкций основных скважин, профиля дополнительного ствола, технологию его бурения, разработку расширяющихся тампонажных составов и щадящих методов вторичного вскрытия.
Основные задачи работы
-
Анализ влияния геолого-технических условий на качество строительства боковых стволов в Пермском крае.
-
Обоснование комплексного подхода к повышению качества строительства боковых стволов, включая оптимизацию конструкции «основных» скважин, конструкции и профилей боковых стволов, а также мероприятия по повышению качества заканчивания боковых стволов.
3. Разработка рецептур расширяющихся тампонажных составов с регу
лируемыми технологическими свойствами для крепления хвостовиков при
строительстве боковых стволов в Пермском крае.
4. Опытно-промышленные испытания, рекомендации, разработка
нормативной документации, внедрение и оценка экономической
эффективности разработок.
Методы решения задач
Поставленные задачи решались при помощи:
- комплексного анализа и обобщения данных об особенностях горногеологических условий, данных об опыте проводки боковых стволов из ранее пробуренных скважин в Пермском крае;
- анализа современного состояния проблемы по отечественным и
зарубежным материалам;
теоретических и экспериментальных работ по объектам исследований с последующей обработкой полученных результатов;
опытных работ в промысловых условиях с последующим их внедрением на производстве.
Научная новизна
-
Обоснована комплексная технология повышения качества строительства дополнительных стволов, адаптированная к месторождениям Пермского края, являющаяся основой разработки проектных решений и технико-технологических мероприятий для бурения и заканчивания боковых стволов.
-
Разработана методика совершенствования конструкции основных стволов скважин с учетом будущего строительства из них дополнительных стволов и обоснован критерий минимизации осложнений в процессе бурения для проектирования профилей боковых стволов скважины.
-
С использованием расширяющих добавок оксидного типа различных производителей получены тампонажные материалы с величиной расширения от 1,6 до 5,0/о, послужившие основой выбора наиболее эффективных рецептур тампонажных растворов для конкретных геолого-технических условий.
-
Установлена целесообразность применения щелевой гидропескоструйной перфорации в качестве щадящего метода вторичного вскрытия продуктивного пласта в дополнительных стволах, обеспечивающего повышение дебитов пластовой продукции и сохранность крепи.
Практическая ценность
1. Расширяющая добавка к тампонажным растворам для нормальных и умеренных температур «ДРС-НУ», применение которой в составе тампонажных растворов при цементировании обсадных колонн на месторождениях Северные Бузачи и Каракудук в Республике Казахстан, позволило увеличить величину линейного расширения тампонажных растворов и увеличить долю плотного контакта цементного камня с сопредельными средами.
-
Применение разработанных расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами на месторождениях Северные Бузачи и Каракудук в Республике Казахстан при цементировании обсадных колонн нефтедобывающих скважин позволило на 25-30 % увеличить долю сплошного контакта цементного камня с обсадными трубами и горными породами.
-
Применение технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов с применением щелевой гидропескоструйной перфорации в боковых стволах на месторождениях Пермского края позволило повысить дебиты добывающих скважин в 8,9-14,4 раз с получением дополнительной добычи нефти на 1 скважину в среднем 860 тонн, а в нагнетательных скважинах увеличить приемистость в 14,8 раз.
-
Разработанные по результатам внедрения на месторождении Северные Бузачи технические условия на производство расширяющей добавки «ДРС-НУ», программы работ по цементированию кондукторов и эксплуатационных колонн, регламент по приготовлению тампонажных растворов и буферных жидкостей обеспечат более широкое внедрение расширяющихся тампонажных материалов.
Защищаемые положения
1. Комплекс технологических мероприятий для успешной проводки
дополнительных стволов, повышения качества их крепления и вторичного
вскрытия на территории Пермского края
-
Рецептуры расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами для крепления хвостовиков в боковых стволах в условиях нормальных и умеренных температур.
-
Методика проектирования конструкции «основных» стволов скважин и выбора оптимального профиля дополнительных стволов скважин применительно к месторождениям Пермского края.
4. Применение щелевой гидропескоструйной перфорации в качестве
щадящего метода вторичного вскрытия продуктивных пластов в боковых
стволах скважин.
Апробация работы
Результаты исследований докладывались:
на Конкурсе молодых работников ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на лучшую научно-техническую разработку в 2005, 2007 и 2009 годах в г. Пермь;
Всероссийской конференции-конкурсе среди студентов выпускного курса высших учебных заведений, осуществляющих подготовку научно-педагогических кадров горно-геологического, нефтегазового и металлургического профиля в 2006 году в г. Санкт-Петербург;
Международной научно-технической конференции «Проблемы рационального природопользования» в 2008 году в г. Пермь;
Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» в 2007, 2008 годах в г. Томск;
Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» в 2006 и 2009 годах в г. Санкт-Петербург;
Второй Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти Мавлютова М.Р., Уфа, 2010.
Публикации
Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы, изложены в 17 печатных работах, в том числе 4 в изданиях рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и рекомендаций. Работа изложена на 186 страницах, включает 25 рисунков, 35 таблиц, 4 приложения. Список использованной литературы включает 146 наименований.
В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук, профессора Н.И.Крысина, которому автор глубоко благодарен. Автор считает своим долгом выразить признательность преподавателям и сотрудникам кафедры бурения нефтяных и газовых скважин ПГТУ и УГНТУ, оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.
Осложнения при бурении дополнительных стволов на примере месторождений Пермского края
В период массового строительства основных стволов скважин с 1971 по 1985 гг. в Пермском Прикамье ежегодно происходило 187-279 осложнений при общем числе скважин, пробуриваемых за год, 220-552 [57].
Практика бурения нефтяных и газовых скважин свидетельствует о многочисленных случаях осыпей, обвалов стенок скважин, выпучивания пород и сужения стволов. Этот вид осложнений встречается повсеместно. Обвалы стенок происходят чаще всего при разбуривании перемятых сланцевых глин, особенно вблизи тектонических нарушений. На значительных глубинах обвалы происходят в породах, не затронутых тектоническими нарушениями. Обвалы не происходят при разбуривании крепких пород, что побудило исследователей искать природу обвалообразований в свойствах самих пород.
Исследования поведения пород в различных средах, проводимые B.C. Барановым и В.П. Буксом, подтвердили большое значение качества буровых растворов для успешной проводки скважины, поэтому они предложили осуществлять регулирование водоотдачи буровых растворов, их химическую обработку и утяжеление. Вероятность возникновения осложнения и, как следствие, аварий в результате осыпей и обвалов, по мнению авторов, можно значительно снизить использованием буровых растворов с низкой водоотдачей и малой толщиной корки.
Все гипотезы, основанные на превалирующей роли горного давления в каверно- и обвалообразованиях, не дают объяснений высокой устойчивости сухих и слабоувлажненных глин, наблюдаемой при продувке скважин газообразными агентами, хотя вследствие ничтожно малого противодавления на пласты условия течения или разрушения глинистых пород в этом случае наиболее благоприятны. Они не дают ответа и на вопрос, почему обвалам подвержены, в основном, глинистые породы и породы, цементирующим веществом которых являются глинистые материалы.
В общем объеме осложнений от 20 до 35 % связано с обвалами, растворением и размыванием пород. Рассмотрение этих осложнений связано с наличием терригенных осадочных горных пород и пластов соли.
Обвалы терригенных пород артинского, верейского, тульского терригенного и Малиновского горизонтов карбона отмечаются повсеместно. При отсутствии в указанных горизонтах залежей нефти и газа их вскрытие, по-видимому, рационально производить с промывкой технической или пластовой водой, а обвалы предупреждать установкой цементных мостов по истечении 24 20 часов после их вскрытия. Терригенные отложения тульского и Малиновского горизонтов предъявляют повышенные требования к качеству их цементирования. При неудовлетворительной их изоляции они склонны к лавинным обвалам, которые не предупреждаются в первоначальный период до 4-10 суток даже при переходе на промывку качественным буровым раствором.
Установка цементных мостов в сарайлинской толще турнейского яруса возможна только путем наращивания цементных мостов (по методу сверху-вниз).
В том случае, когда отложения верейского, тульского и Малиновского горизонтов продуктивны, их вскрытие производят с промывкой глинистым раствором на водной основе (ПФ 10 см /30 мин). При этом обвалы полностью не предупреждаются, а лишь снижается скорость обвалообразования. Промысловыми экспериментами установлено, что при изменении свойств бурового раствора (повышение или снижение плотности, условной вязкости и статических напряжений сдвига) наблюдается рост интенсивности обвалообразования в этих отложениях.
Обвалы стенок скважин в окско-серпуховском надгоризонтах, сложенных разрушенными карбонатами с прослойками глины, и сарайлинской толще турнейского яруса, представленной глинами и аргиллитами, отмечаются на площадях Предуральского прогиба и Камско-Кинельской системы прогибов соответственно. Обвалы стенок скважин в терригенных отложениях верхнего и среднего девона наблюдается повсеместно. Вскрытие этих отложений осуществляется с промывкой пресными водными растворами, но при этом кавернообразование не предупреждается. Обвалы глин и аргиллитов отмечают повсеместно в бавлинской свите.
Все отмеченные породы, склонные к обвалообразованию, входят в разрез открытого ствола скважины при строительстве боковых стволов, что приводит к осложнениям, потере подвижности инструмента и, как следствие, к авариям и аварийным работам, с увеличением затрат времени и средств на их ликвидацию. I
Образуемые в процессе бурения скважин каверны имеют различные размеры. Высота каверн колеблется от 1 до 11 м и более. Преобладают каверны высотой до 4 м. Каверны большей высоты (более 11м) чаще встречаются в отложениях верейского и турнейского ярусов, а также в терригенной толще девонской системы. Образование каверн приводит к снижению качества крепления боковых стволов и к образованию каналов перетока пластовых флюидов.
В целом, по Пермскому краю преобладают каверны высотой 1-2 м (33,3%), затем в порядке убывания их числа - до 1 м (18,8%), 2-3 м (18,5%) и 3-4 м (10,4%). Диаметры каверн также различны и доходят до 0,76 м и более. Размер отдельных каверн превышает разрешающую способность современных каверномеров. Основное число каверн диаметром до 0,5 м - 91,4 %. Каверны диаметром 0,76 м и более приурочены, в основном, к верейскому, тульскому, малиновскому и турнейскому горизонтам [57].
Одним из самых распространенных серьезных и дорогостоящих видов осложнений при проводке скважин, часто оканчивающихся ликвидацией скважины или бурением нового ствола, являются прихваты колонн бурильных или обсадных труб. Как правило, прихватам предшествуют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами пород или прижатием бурильного инструмента к стенке открытого ствола скважины за счет дифференциального давления в системе скважина-пласт.
В современных условиях бурения, характеризующихся разнообразием геологического строения районов, ростом глубин скважин, высокими давлениями и температурами, а также солевой агрессией, приводящими к деструкции бурового раствора, наличием толщ проницаемых отложений и неустойчивых пород, сложными конструкциями скважин и компоновок низа бурильных колонн, разнообразием систем химических обработок буровых растворов, сложной пространственной конфигурацией стволов скважин, вопросам предупреждения прихватов бурильных и обсадных колонн, а также способам ликвидации последствий осложнений отводится первостепенная роль.
Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб, и адгезионные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтрационной корки, состояния контактной зоны и условий среды. Эти силы действуют совместно. В зависимости от условий в скважине их соотношение меняется.
При прихвате происходит потеря подвижности колонны труб или скважинных приборов, которая не восстанавливается даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок с учетом запаса прочности материала инструмента и с учетом грузоподъемности буровой установки. Неукоснительно исполняемые мероприятия по предупреждению прихватов колонн практически снимают проблему, связанную с ликвидацией прихватов.
Также при бурении боковых стволов на территории Пермского края возникает такой вид осложнений как поглощение бурового раствора, которое приводит к потере части дорогостоящего раствора, а при цементировании скважин к снижению качества крепления.
Поглощения в скважинах буровых и тампонажных растворов и других жидкостей, кроме больших финансовых затрат, приводят еще к временным затратам. Ежегодные затраты времени на их ликвидацию по предприятиям нефтегазовой промышленности составляют сотни тысяч часов. Однако эти затраты существенно увеличиваются, если учесть, что из-за поглощений цементного раствора не обеспечивается проектная высота его подъема, что приводит к необходимости проводить ремонтные работы; при освоении скважин (первичном и после капитального ремонта) происходит снижение проницаемости продуктивных пластов.
Обоснование сырьевых компонентов для получения специальных тампонажных материалов (обоснование объектов исследований)
Учитывая опыт крепления скважин в России и за рубежом и сравнивая различные базовые тампонажные материалы между собой, мы считаем, что наиболее эффективным базовым вяжущим будет тампонажный портландцемент.
В пользу данного выбора говорит хорошее сочетание его технических свойств:
- сравнительно высокая скорость твердения при достаточно большом времени сохранения подвижности после смешения с водой;
- водостойкость, способность твердеть как на воздухе, так и под водой;
- способность затвердевать с соответствующей требованиям практики скоростью в широком диапазоне температур окружающей среды;
- хорошая сочетаемость с различными наполнителями, способность к довольно прочному сцеплению с разнородными по физико-химической природе поверхностями, в том числе со сталью;
- достаточная долговечность твердевшего материала при различных условиях окружающей среды; - доступность сырьевой базы и наличие технологии, обеспечивающей возможность организации производства.
Портландцемент - основа многих видов тампонажных материалов. Он служит базовым материалом и для большинства специальных (модифицированных) тампонажных цементов и растворов. В то же время он и без модификации может применяться в широком диапазоне условий проведения тампонажных (цементировочных) работ в различных сооружениях.
Портландцемент - порошкообразный материал, содержащий искусственные минералы, большинство из которых в природе не встречается, некоторые встречаются крайне редко. Эти минералы обладают высокой химической активностью и способны взаимодействовать с водой. В результате химических реакций суспензия порошка портландцемента в воде приобретает способность к затвердеванию.
Различные минералы, содержащиеся в портландцементе, по-разному реагируют с водой и влияют на процесс затвердевания и свойства затвердевшего материала, поэтому для эффективного регулирования свойств тампонажных растворов необходимо знать минералогический состав портландцемента и свойства важнейших составляющих его минералов. Эти минералы образуются в результате высокотемпературного обжига смеси оксидов, в которой преобладает (64-68%) оксид кальция, но входят также (19-23%) оксид кремния, (4-8% ) оксид алюминия, (3-6%) оксид железа и много других оксидов в виде примесей.
Из перечисленных четырех главных оксидов оксид кальция обладает основными (щелочными) свойствами, оксид кремния - кислотными, АЬОз и Fe2C 3 - амфотерные окислы, проявляющие в присутствии СаО кислотные свойства. Естественно, что в протекающих при обжиге смеси оксидов реакциях преобладают реакции между основным оксидом СаО и кислотными оксидами с образованием соответствующих солей. При реакции СаО с БіОг возникают силикаты кальция, при реакции с AI2O3 - алюминаты кальция, при реакции с Fe203 - ферриты кальция. Свойства портландцемента зависят от следующих важнейших факторов: состава портландцементного клинкера; вида, состава и количества вводимых при помоле добавок; тонкости помола и гранулометрического состава порошка портландцемента. Одно из важных свойств портландцемента - это восприимчивость к модифицирующим добавкам. К сожалению, большинство из них, при обычных температурах являются инертными, и поэтому ввод любой добавки сопровождается снижением прочности получаемого камня. Это означает, что тампонажныи портландцемент имеет ограничения по вводу добавок.
Относительно модифицирующих добавок. В работах Данюшевского B.C., Алиева P.M., Агзамова Ф.А., Новохатского Д.Ф., Толстых И.Ф., Мчедлов-Петросяна О.П., Филатова Л.Г., Кравченко И.В., Кутателадзе К.С., Красильникова К.Г., Лиогонькой Р.И., Якуба Т.Ю. и других рассмотрены кинетика расширения цементных составов, виды расширяющих добавок, их состав и свойства. [5, 6, 13, 34, 46, 47, 74, 75, 81].
В настоящее время опубликованы данные об условиях получения нескольких десятков видов расширяющихся и напрягающих цементов, расширение которых вызывают гидросульфоалюминаты кальция, а также оксиды магния и кальция низкотемпературного обжига, реакция образования активной газовой фазы и др. Эти цементы получают на основе портландцемента, глиноземистого цемента и на их сочетании. При этом используют специальные расширяющиеся компоненты и некоторые добавки. Наиболее широко применяется способ совместного измельчения составляющих цемент компонентов, содержащих низкоосновные алюминаты кальция.
Известны два способа, позволяющие придать цементному камню свойство расширения. В состав цементного раствора можно ввести вещества, образующие при химической реакции между собой или с веществами цементного раствора газообразные продукты. Увеличение количества газа в ходе реакции (а также повышение температуры) вызывает расширение пузырьков газа и возникновение внутренних напряжений. Этот путь широко используется для цементов, твердеющих на поверхности, однако в скважине расширению пузырьков газа препятствует гидравлическое давление. Исключение составляют некоторые случаи тампонирования зон поглощений, где такое расширение возможно [46, 81].
При втором способе вводят вещества (расширяющие добавки), которые при химической реакции между собой или с другими веществами цементного раствора образуют кристаллические продукты. Рост кристаллов этих веществ в порах цементного камня служит причиной появления внутренних напряжений, вызванных кристаллизационным давлением. На ранней стадии твердения цементного камня ему присуща в основном открытая пористость, поэтому гидравлическое давление не препятствует деформации скелета твердой фазы. Оно оказывает определенное влияние на расширение в той мере, в какой в цементном камне присутствуют замкнутые поры и существенно не влияет на расширение. Собственные напряжения в этом случае регулируются кинетикой развития и величиной кристаллизационного давления, которые определяются выбором расширяющей добавки применительно к свойствам цемента и условиям твердения.
В большинстве строительных расширяющихся цементов используется кристаллизационное давление трехсульфатной формы гидросульфоалюмината кальция. Для кристаллизации этого соединения необходимо присутствие в водном растворе ионов Са" , Al , SO4 " при достаточно высоком рН среды (рН 10,2). В этих цементах расширяющей добавкой может быть гипс (в гипсоглиноземистом цементе), смесь гипса с высокоглиноземистым шлаком, смесь гипса со специально приготовленным алюминатом кальция, специально приготовленный безводный сульфоалюминат кальция [46, 47, 81].
Применение реакции образования гидросульфоаллюмината кальция для получения расширяющихся тампонажных цементов сопряжено с рядом трудностей. Опасность позднего расширения может быть исключена лишь при точном регулировании скорости этой сложной химической реакции. Поэтому она применяется для получения цементов с небольшим расширением, которое допускает менее строгие требования к ограничению периода расширения. Кроме того, цементы сульфоалюминатного расширения в большинстве своем являются быстросхватывающимися.
Важным недостатком цементов, содержащих большое количество гидросульфоалюмината, а также других алюминатов кальция является их низкая термостойкость, они разрушаются при температурах 100 С.
Значительно больше подходят для тампонажных цементов расширяющие добавки на оксидной основе, в качестве которых обычно применяют СаО и MgO [46, 81]. Они создают кристаллизационное давление в результате кристаллизации труднорастворимых гидроксидов при гидратации оксидов. Давно известно явление расширения цементных растворов и бетонов, вызванное присутствием в цементе несвязанных при обжиге клинкера оксидов кальция и магния.
Высокая температура обжига клинкера обусловила образование их в виде плотных кристаллических фаз с малой химической активностью, вследствие которой при невысокой температуре среды твердения они гидратируются очень медленно, вызывая собственные напряжения на поздних стадиях твердения. Поэтому расширение, вызванное наличием этих оксидов в цементе, сопровождается трещинообразованием и снижением прочности цементного камня. Однако простая бимолекулярная реакция гидратации этих оксидов значительно легче поддается регулированию. Ее скорость можно подобрать такой, чтобы реакция закончилась на нужной стадии твердения цементного камня. Скорость гидратации оксидов кальция и магния технологически достаточно просто регулируется температурой их обжига (при получении из соответствующих карбонатов) и дисперсностью.
Совершенствование технологии цементирования дополнительных стволов
Ранее отмечалось, что повышение качества крепления является комплексной задачей. Поэтому наряду с разработкой и применением более совершенных тампонажных материалов значительное внимание было уделено совершенствованию технологии цементирования боковых стволов.
Для исключения осложнений и обеспечения нормального спуска обсадных колонн в комплекс была включена кольматационная обработка ствола скважины. При этом были проанализированы применяемые устройства и технологии их применения, и на их основе, совместно с ПермНИПИнефть, была предложена новая конструкция гидродинамического кольмататора, представленная на рисунке 3.9.
В отличие от аналогов он имеет следующие отличия и преимущества. Благодаря размещению гидродинамических насадков кольмататора по периметру вдоль касательных к окружности корпуса несколько меняется механизм кольматации, который заключается в том, что в области истекающей из насадок струи давление высокое, а за этой областью - низкое. В области низкого давления из порового пространства выходит более подвижная составляющая коллоидной системы, которой наполнены поры, т.е. жидкость, а в области высокого давления в поровое пространство нагнетается твердая фаза (кольматант), кольматирующая поры.
При разработке технологии применения был учтен успешный опыт предшественников. Известно, что кольматация стенок скважины производится путем импульсивного гидродинамического воздействия высоконапорной струёй жидкости, содержащей мелкоколлоидную фазу, способную проникать в пласт на глубину до 10 мм и формировать плотный непроницаемый экран между пластом и стволом скважины. При этом необходимо исключить размыв стенок ствола скважины, снижая силу удара струи о стенки скважины. Поскольку эффективность кольматации зависит от режима кольматации, было рекомендовано выполнение следующих условий:
- наличие в кольматационной жидкости достаточного количества мелкодисперсной фазы;
- достижение минимально необходимого избыточного давления на поверхности контакта кольматирующей струи со стенками скважины;
- достижение минимально необходимого времени контакта струи со стенками скважины;
- не превышение максимально допустимой скорости движения кольмататора по стволу скважины.
При реализации кольматационной обработки была рекомендована следующая схема работ.
В процессе бурения скважина углубляется на 3-4 метра ниже продуктивного проницаемого пласта, затем производится промежуточный каротаж в составе БК (1:200), ПС (1:200) и каверномер (1:200). По результатам промежуточного каротажа определяются интервалы залегания продуктивных проницаемых пластов. Для укрепления стенок ствола скважины и снижения негативного воздействия на продуктивные пласты тампонажного раствора в этих интервалах в скважину спускается кольматационная компоновка.
Кольматационная компоновка спускается на забой скважины.
Производится кратковременная промывка - 10-15 мин. После этого КНБК поднимается над забоем из расчета установки кольматационной насадки на 10 20 см ниже подошвы проницаемого пласта и включается буровой насос. В случае проведения кольматации роторной компоновкой бурильная колонна приводится во вращение с расчетной угловой скоростью. После этого бурильная колонна поднимается с постоянной расчетной или минимально возможной скоростью до момента достижения кольматационнои насадкой кровли проницаемого пласта. После этого, не выключая насоса и ротора (для роторной компоновки), кольмататор спускается на исходную позицию, и операция кольматации повторяется.
После проведения кольматации скважина добуривается до проектной глубины. По результатам записи каверномера в составе окончательного каротажа оценивается успешность проведения кольматации. Если по кавернограмме на стенках скважины в интервале проницаемого пласта отсутствует глинистая корка, кольматация считается успешной. В противном случае процесс повторяется по той же схеме.
Другим мероприятием, включенным в комплексную программу, является совершенствование буферных жидкостей.
Анализ литературных и патентных материалов показал, что многие исследователи активно работают в данном направлении. При этом достаточно полно сформулированы их функции и обоснованы требования к составу и свойствам буферных жидкостей. Мы считаем, что из множества функций основными являются:
- более полное замещение бурового раствора цементным;
- физико-химическая обработка фильтрационной корки бурового раствора и кольматационного экрана с целью изоляции проницаемых пластов;
- отмыв колонн и горных пород от органических соединений и улучшение условий замещения бурового раствора цементным;
- обеспечение плотного контакта тампонажного раствора с обсадными трубами и стенками скважины.
Исходя из этого были обоснованы реагенты и составы и объемы буферных жидкостей для крепления боковых стволов, приведенные в таблице 3.22.
При проведении цементировочных работ необходимо обеспечивать эффективное центрирование хвостовиков в боковых стволах, так как при его эксцентричном расположении, во-первых, происходит неравномерное и неполное вытеснение бурового раствора цементным, обусловленное различными по периметру ствола скоростями движения цементного раствора в заколонном пространстве. Этот эффект хорошо виден на рисунке 3.10, заимствованном из работы [76].
Внедрение разработок на месторождении Северные Бузачи (Казахстан)
Особенностью месторождения является небольшая глубина (550 м). Некоторые элементы характеристики разреза представлены в таблице 4.3.
При строительстве скважин на месторождении Северные Бузачи предусматривается следующая конструкция:
1. Направление 0 339,7 мм х 15 м цементируется до устья с заливкой сверху вниз для обеспечения сцепления между трубами и породой, устанавливается с целью предотвращения размыва устья при бурении под кондуктор и возврата восходящего потока бурового раствора из скважины в циркуляционную систему.
2. Кондуктор 0 244,5 (273) мм х 165 м цементируется до устья. Кондуктор спускается с целью предотвращения гидроразрыва пород в процессе ликвидации возможных проявлений при бурении под эксплуатационную колонну. Устье скважины после спуска кондуктора оборудуется противовыбросовым оборудованием для безопасного вскрытия продуктивного газового горизонта.
3. Эксплуатационная колонна 0 177,8 мм спускается на глубину 550 (580)м и цементируется до устья. Для качественного крепления ствола скважины на колонне устанавливаются центраторы. Для предотвращения ГНВП бурение производится с противодавлением столба бурового раствора согласно ЕТП, п. 10.2.
При подготовке к креплению скважин была произведена оценка влияния показателей бурового раствора на качество крепления обсадных колонн, результаты которой показали, что применяемые буровые растворы не всегда имеют должное качество и оказывают существенное влияние на плотность контакта цементного камня с обсадной колонной и породой. В этой связи были рекомендованы следующие показатели бурового раствора:
1. Плотность: 1,35 кг/м3 (вместо 1,4 кг/м3).
2. Фильтрация: не более 4 см3/30 мин при перепаде давления 0,7 МПа (против 7-15 см /30).
3. Толщина корки: не более 1 мм (вместо 2-5 мм).
Перед цементированием было рекомендовано снижать пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига буровых растворов до минимально допустимых значений и осуществлять промывку скважины в объеме 3-х циклов.
Цементирование эксплутационной колонны рассмотрим на примере скважины NB 912-1.
После спуска колонны и промывки скважины обвязывалась цементировочная техника (см. рисунок 4.5).
Параллельно готовилась буферная жидкость, объем которой рассчитывался с условием недопущения газонефтеводопроявления и времени воздействия по стволу 10-15мин. Для месторождении Северные Бузачи был разработан и рекомендован к применению в качестве буферной жидкости состав, приготовленный по следующей рецептуре (расход на 1 м ):
- Вода техническая -1м
- Триполифосфат натрия (ТПФН) - 30 - 40 кг
- Хлористый кальций (СаС12) - 100 - 200 кг
- Нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) - 10 - 30 кг
При приготовлении буферной жидкости сначала в воде растворялся ТПФН, далее в полученном растворе растворялся СаС12 и после этого добавлялась НТФ.
В общем, объем буферной жидкости составил 2,0 м3. Объем цементного раствора составил 9,9 м .
Приготовление тампонажного раствора велось в осреднительной емкости, в которой он перемешивался в течение 30-45 минут. Закачка тампонажного раствора в скважину велась при расходе 8-9 л/с, продавка при расходе 7-8 л/с, общее время цементирования составило 107 минут.
На месторождении Северные Бузачи произведено цементирование более 57 обсадных колонн скважин с применением разработанного расширяющегося тампонажного состава с регулируемыми технологическими свойствами. В таблице 4.4 представлены результаты оценки качества крепления нескольких обсадных колонн нефтедобывающих скважин, зацементированных разработанным расширяющимся тампонажным составом и ранее применявшимся.
Результаты оценки качества крепления показали эффективность разработанных расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами. Удалось существенно повысить качество крепления обсадных колонн и получить надежную и долговечную крепь.
Применением разработанных расширяющихся тампонажных составов удалось увеличить долю сплошного контакта цементного камня с сопредельными средами. На рисунке 4.6 представлены средние значения видов контакта цементного камня с обсадными трубами и горными породами при цементировании разработанными тампонажными составами.
Таким образом, результаты оценки качества крепления обсадных колонн на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Республики Казахстан показали эффективность разработанных расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами. Удалось существенно повысить качество крепления обсадных колонн и получить надежную и долговечную крепь.
