Відновлення герметичності кріплення свердловин в умовах поглинань на Усинську родовищі

І.Р. Василенко, Б.А. Кузьмин, А.И. Дяченко, М.В. Чертенко

Розробка Р-С поклади Усинську родовища ускладнена аномально високою в'язкістю нафти, що видобувається, інтенсивними (500-800 м3/сут) поглинаннями промивної рідини в продуктивних пластах, мікробіологічної корозією свердловинного обладнання, корозійної агресивністю, що видобувається. Поклад розробляється з застосуванням паротеплового впливу на пласт. Перепади тиску і висока температура швидко порушують герметичність кріплення в процесі експлуатації свердловини. Загальноприйнятою практикою при виконанні ремонтних робіт є большеоб'емная закачування (50-400 м3) високов'язких розчинів з подальшим закріпленням цементним розчином нормальної щільності (1,85-1,92 г/см3). Однак через наявність високопроніцаемих каналів, які чітко видно на кернового матеріалі (рис. 1), ця операція не завжди успішна внаслідок існування пухких порід і промитих зон.

Під час очікування затвердіння (ОЗЦ) цементного розчину тиск в кільцевому просторі знижується до гідростатичного тиску стовпа рідини змішування і навіть нижче. На рис. 2 показано зміна коефіцієнта аномальності k2 в Зацементовані кільцевому просторі 245-мм кондуктора під час ОЗЦ в скв. 4193 Хар'ягінське родовища. З нього видно, що даний коефіцієнт в кільцевому просторі знижується до 0,7-0,5. У цей момент в Зацементовані кільцеве простір може проникати пластова рідина, що може порушити герметичність свердловини. Для попередження проникнення пластових флюїдів в Зацементовані кільцеве простір застосовують різні фізичні та хімічні методи впливу на пріскважінную зону:

-підвищення тиску на гирлі під час ОЗЦ;

-використання різних кальмататоров в процесі буріння і підготовки свердловини до кріплення;

-збільшення щільності рідини змішування та ін

В умовах Р-С поклади Усинську родовища (пластовий тиск на глибині 1200-1300 м одно 6-12 МПа) в ідеальному випадку щільність ізолюючого матеріалу повинна становити близько 0,8-1,2 г/см3. Проте таких ізолюючих матеріалів, володіють і міцністю, і корозійної стійкістю, і термостійкістю, і технологічністю, і економічністю, немає.

За нашу думку, одним із способів рішення даної проблеми є застосування пеноцементних розчинів. При формуванні структури пеноцементного каменю тиск під час ОЗЦ не знижується. Цьому сприяють що знаходяться в обсязі цементного розчину бульбашки повітря. Вони здатні створювати додаткове опір руху рідини у сформованих капілярах пеноцементного розчину і провідних каналах пласта. Цей ефект називається ефектом Жамена. Під час руху бульбашок газу з широкої частини каналу в вузьку форма бульбашки змінюється. При цьому змінюються радіуси кривизни його сферичної поверхні. Тоді капілярний тиск стане рівним відповідно для лівого і правого меніска /) з1 = 2о/Г [, /) з? = 2о/г2 (о - поверхневий натяг на межі рідина -- повітря; ri, r2-радіус сферичної поверхні бульбашки газу відповідно до звуження і під час звуження). Різниця цих тисків буде створювати силу, протидіючу зовнішньому перепаду тиску, причому pci

Таблиця 1        

Номер зразка         

Щільність, г/см3         

растекаемости, см         

Міцність цементного каменя на   вигин, МПа, через 1 добу твердіння (при Г = 75 ° С)         

Об'ємна деформація,%, через 1   добу твердіння         

Терміни схоплювання при   температурі 75 С, ч-хв                            

початок         

Кінець             

1         

1,89         

19,4         

5,7         

0,1         

1-30         

1-55             

2         

1,70         

19,8         

4,2         

0,2         

2-25         

3-05             

3         

1,35         

17,5         

3,8         

0,5         

3-10         

4-25             

4         

0,89         

15,2         

2,8         

0,4         

3-40         

5-15     

Примітка. Водоцементне відношення дорівнює 0,5; водоотделение відсутній. Таблиця 2________________________________________________________        

Тип цементу         

Діаметр зразка, мм         

Розмір зразка цементного   каменю, мм         

Щільність розчину, г/см3,         

растекаемости, см         

Міцність на стиск, МПа         

Стабільність,   

%             

ПЦТДО-50         

18         

20x20x100         

1,72/1,80         

15,5/15,5         

6,15/6,36         

95/100                      

1,72/1,80         

14,0/14,0         

24,40/25,1                

Пеноцемент         

18         

20x20x100         

1,40/1,42         

22/22         

2,65/3,40         

87/100                      

1,40/1,42         

22/22         

18,45/18,75        

Примітка. У чисельнику приведені параметри неомагніченного розчину, в знаменнику -- омагніченного.

Попередні випробування елементів пеноцементной технології були розпочаті з високотемпературного (Г = ЗОО-32О ° С) нагрівання зразків. Різні за складом зразки цементного каменю тривалий час знаходилися в паропроводу високого тиску. Комісійно бьіі вибрані зразки зі складу тампонажний суміші, названої нами «КАРБОН-БІО». Склад вибирався з урахуванням геолого-хімічних особливостей Усинську родовища. Приготовлений на основі тампонажний суміші «КАРБОН-БІО» цементний розчин і цементний камінь відповідають усім вимогам, передбаченим ГОСТ 1581-96. Властивості пеноцементного розчину, виготовленого із суміші «КАРБОН-БІО>>, і цементного каменю представлені в табл. 1. З неї видно, що міцність каменю (зразки № 3 і 4), отриманого з спіненого цементного розчину щільністю 1,70-0,89 г/см3, цілком достатня.

Поліпшити структуру розчину і в цілому підвищити якість цементного каменю можна, застосовуючи магнітну обробку. При цьому в цементному розчині створюються додаткові центри росту кристалів гідросилікатів з розчину. Поява додаткових центрів росту кристалів призводить до утворення більш однорідної структури розчину з підвищеною седиментаційних стійкістю. Для дії магнітним полем на цементний розчин нами розроблено пристрій гідромагнітной обробки цементних розчинів (УМОЦР) в промислових умовах [5-7]. Результати впливу магнітного поля на фізико-механічні властивості тампо-нажних розчинів і цементного каменю наведено в табл. 2. З неї видно, що така обробка трохи збільшує щільність тампо-нажних розчинів за рахунок створення більш однорідної структури розчину, а також міцність цементного каменю. Стабільність розчину становить 100%, тобто седиментаційних водовідділенням не відбувається.

Випробування в лабораторних умовах моделей кріплення свердловин (глибина # з = 5-8 м) різними тампонажні складами показали практично повна відсутність дефектів у складах з пеноцементнимі розчинами (рис. 3).

Таким чином, результати проведених досліджень підтверджують ефективність застосування тампонажньгх розчинів на основі тампонажний суміші «КАРБОН-БІО». При цьому звертає увагу істотне поліпшення властивостей пеноцементного розчину.

Широке застосування пінних систем важко розрахунком основних параметрів, перш всього щільності. Нами була розроблена методика розрахунку щільності пеноцементних розчинів при цементування свердловин, що дозволяє визначити основні параметри режиму цементування при постійній ступеня газування цементного і буферних розчинів [9]. В основу методики покладені умови забезпечення необхідних властивостей газорідинної суміші в кільцевому просторі свердловини від гирла до найбільш слабкого поглинаючого шару. Умовою вибору щільності пінної системи є досягнення рівноваги між тиском в поглинає шарі і тиском стовпа газорідинної суміші в свердловині. Ця методика в даний час використовується при розрахунку процесу цементування свердловин із застосуванням пеноцементних розчинів на Усинську родовищі при капітальному ремонті [10].

Дослідно-промислові роботи з використанням пеноцементной технології та тампонажний суміші «КАРБОН-БІО» для водоізоляції пласта і відновлення герметичності кріплення при капітального ремонту свердловин (ВРХ) бьіі початі в 2004-2005 рр.. Роботи виконувалися в паронагаетательних і видобувних свердловинах Р-С поклади Усинську родовища. За цей період було проведено 10 свердловин-операцій при ВРХ: за 5 в нагнітальних і видобувних свердловинах. За результатами геофізичних досліджень ультразвуковим сканером USIT якість робіт з відновлення герметичності кріплення свердловин паронагнетательного фонду визнані гарним. За видобувному фонду з урахуванням перехідного ефекту за 2005 р. отримано додатково 1952,4 т нафти. Показники

Таблиця 3        

Номер свердловини         

Вид/час закінчення робіт         

Дебіт рідини, т/добу         

Дебіт нафти, т/добу         

Обводненість,   

%         

Дебіт рідини, т/добу         

Дебіт нафти, т/добу         

Обводненість,   

%         

Тривалість ефекту, міс         

Додаткова видобуток нафти, т         

Питома ефективність, т/суг         

Обсяг закачування цементного   розчину, м3                      

до обробки         

після обробки                                                             

Видобувні свердловин                                                 

4581         

Водоізоляція/03.11.04 р.         

59,5         

2,5         

95,8         

22,0         

12,5         

43,2         

14         

1182         

2,8         

12             

3088         

Водоізоляція/27.08.05 р.         

101,3         

9,2         

90,9         

19,8         

13,5         

32,0         

2         

214,4         

2         

12             

6013         

Водоізоляція/23.08.05 р.         

88,2         

1,7         

98,1         

65,6         

8,5         

87,1         

3 *         

304         

2,5         

12             

8115         

Водоізоляція/30.09.05 р.         

39,0         

3,6         

90,7         

14,5         

13,7         

5,4         

3 *         

704         

7,6         

20             

8306         

Водоізоляція/17.02.06 р.         

32         

0,2         

99,5         

25         

21         

10                                    

8                                        

Паронагнетательние свердловини,   що знаходяться в роботі                                        

4033         

Відновлення крепі/10.11.05   р.                                                                                          

3,3             

6168         

Відновлення крепі/26.01.06   р.                                                                                          

8             

4254         

Відновлення крепі/11.11.05   р.                                                                                          

8             

6122         

Відновлення крепі/07.03.06   р.                                                                                          

8             

6156         

водоізоляції, відновлення   крепі/07.04.06 р.                                                                                          

8     

експлуатації свердловин після ВРХ у пеноцементной технології наведено в табл. 3

Одним з факторів, що визначають успішність проведення операції цементування, є правильний вибір буферного розчину, а при застосуванні в умовах поглинань - пінного розчину. Вибір буферного розчину визначається, виходячи з часу стійкості піни. Стійкість пінної системи повинна бути достатньою для проведення всієї операції цементування як при будівництві свердловини, так і при юдоізоляціонних роботах і ВРХ. Закачування буферної рідини дозволяє створити оторочкою між пластовим флюїдом і пеноцементним розчином. Крім того, закачування аерірованной буферної рідини створює додатковий опір в шарі, що зменшує прийомистість свердловини. Під час руху в шарі буферна рідина надає відмивають дію. Зі стінок провідних каналів видаляються речовини, які можуть мати пеногасячі властивостями. Іншим складним моментом є вибір продавочной рідини. В умовах інтенсивних поглинань, коли прийомистість свердловини більше 800 м3/сут при нульовому тиску, використання в як продавочной рідини технічної води може призвести до її поглинання. Тому для сильно дренованих пластів з метою зниження гідростатичного тиску в кінці закачування пеноцемента нами використовуються аеровані продавочние рідини, наприклад, в'язкопружних пінні склади (ВПС), здатні зберігати стійкість до руйнування протягом тривалого часу. Розроблені нами деякі рецептури ВПС мають стійкість піни протягом більше 10 діб. З застосуванням пеноцементной технології були проведені роботи з кріплення експлуатаційних колон у свердловинах Південно-Нізевого і Макар'ельского родовищ в умовах часткового поглинання промивної рідини при бурінні продуктивних пластів. Свердловини були введені в експлуатацію з плановими показниками.

В даний час в ТОВ «РИНКУ АЛЬЯНС» тривають роботи з вдосконалення рецептур тампонажних сумішей. На основі тампонажного складу «КАРБОН-БІО» розроблено новий склад «КАРБОН БІО-2" з додаванням фракційного наповнювача розміром 0,5-5 мм і стабілізуючих добавок. Коефіцієнт тампонують здатності kT