Повышение качества крепления скважин на примере Средне-Хулымского месторождения

Повышение качества крепления скважин на примере Средне-Хулымского месторождения
Новость

28 июня 2005, 11:29
Ринат Ахметов, Виктор Жевна, ЗАО «ПНБК», Андрей Скочеляс, ЗАО «Научно-исследовательское и конструкторское бюро бурового инструмента», г. Киев Промышленное разбуривание Средне-Хулымского месторождения, расположенного в районе г. Надым ЯНАО Тюменской области, начато в апреле 2002 г. К настоящему времени здесь пробурены 54 наклонно-направленные скважины.

Ринат Ахметов, Виктор Жевна, ЗАО «ПНБК», Андрей Скочеляс, ЗАО «Научно-исследовательское и конструкторское бюро бурового инструмента», г. Киев

Промышленное разбуривание Средне-Хулымского месторождения, расположенного в районе г. Надым ЯНАО Тюменской области, начато в апреле 2002 г. К настоящему времени здесь пробурены 54 наклонно-направленные скважины. Сложность геологического строения месторождения и распространенность перспективных на нефть и газ объектов с подобными характеристиками на территории Западной Сибири дают основания полагать, что опыт «Первой национальной буровой компании», силами которой ведутся буровые работы, может быть полезен широкому кругу недропользователей.

Геологический разрез месторождения на Среднем Хулыме является типичным для Западно-Сибирского региона и представлен терригенными породами (дополнительно см. «Геологическое моделирование объектов, планируемых к освоению горизонтальным бурением» в «Технологии ТЭК» №2, 2005).

Объектом эксплуатации является нефтенасыщенный пласт АС-10, приуроченный к Готерив-Барремской свите. Глубина залегания кровли пласта по вертикали составляет 2740-2750 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта — от 1,5 м до 14 м, общая мощность — до 30-40 м.

Особенностями залежи являются наличие близкорасположенной подошвенной воды при отсутствии экранирующей перемычки между нефтяными и водонасыщенными участками пласта, а также относительно низкое начальное пластовое давление — 230-235 атм.

Крепление скважин производится 146 мм эксплуатационной колонной.

При цементировании верхних интервалов скважины используется облегченный цемент ПЦТ-III-об 5-50 Новотроицкого завода или цементобентонитовая смесь, а при цементировании нижних интервалов — 300-350 м от забоя — цемент ПЦТ I-G-СС-1 Сухоложского завода.

На первом этапе работ в оснастке эксплуатационных колонн использовалось 20-25 ед. пружинных центраторов ЦЦ-2-146/216 с установкой в интервале «забой — 400 м от забоя».

Результаты по качеству цементирования первых скважин оказались неудовлетворительными. Средний коэффициент герметичности, представляющий собой отношение интервала сплошного контакта цементного камня с породой и колонной к общему интервалу цементирования, в продуктивной зоне составил 18,4%, в интервале цементирования цементом ПЦТ I-G-СС-1 — 33,1%.

В 5 скважинах из 27 построенных были получены заколонные перетоки, что составляет 18,5%.

Специалистами компании ПНБК совместно со специалистами отдела крепления Научно-исследовательского и конструкторского бюро бурового инструмента (г. Киев) был проведен анализ ситуации и разработаны мероприятия по повышению качества крепления. Основной направленностью мероприятий стало повышение качества заколонной крепи в зоне продуктивного пласта. С целью обеспечения качественного центрирования эксплуатационной колонны и полноты заполнения заколонного пространства цементным материалом было принято решение:изменить схему оснащения эксплуатационной колонны опорно-центрирующими элементами. При этом акцент был сделан на повышение жесткости и изменение числа опорно-центрирующих элементов в зоне продуктивного пласта с использованием цельнолитых алюминиевых турбулизаторов и центраторов. Число и месторасположение опорно-центрирующих элементов подбиралось для каждой скважины индивидуально и составляло от пяти до девяти единиц на интервал продуктивного пласта;использовать комплексную буферную жидкость следующего состава:

— техническая вода с добавлением сульфонола 0,5% — 3 м3;

— техническая вода с добавлением 0,5% МБП-М (материал буферный порошкообразный моющий) — 6 м3;

— цементный раствор плотностью 1250 кг/см3 с добавлением 150 кг песка — 3 м3;в состав цементного раствора (цемента ПЦТ I-G-СС-1) для цементирования нижних интервалов скважины включить комплексную расширяющую добавку ДР-100.

Смешивание цемента и расширяющей добавки производилось в сухом виде с образованием расширяющего тампонажного материала (РТМ).

Реализация вышеуказанных мероприятий дала положительные результаты. Коэффициент герметичности в зоне продуктивного пласта увеличился в среднем до 62,4%, а в зоне цементирования цементом ПЦТ I-G-СС-1 — до 71,8% (рис. 1). Следует отметить, что строительство скважин второй группы осуществлялось в условиях, осложненных естественным падением пластового давления на месторождении и началом разбуривания его краевых участков.

Анализ полученных данных и их сопоставление с результатами работ, проведенных на других месторождениях, показал, что определяющим в комплексе реализованных мероприятий явилось применение расширяющей добавки ДР-100. Общеизвестно, что применяемые в настоящее время стандартные тампонажные цементы обладают достаточно высокой седиментацией и эффектом «контракции». То есть при прохождении реакции гидратации минералов цемента абсолютный объем продуктов реакции меньше, чем объем исходных веществ. Данное обстоятельство зачастую приводит к уменьшению внешних геометрических размеров цементного камня, образованию зазоров и микротрещин между цементом, обсадной колонной и стенками скважины.

Кроме того, вследствие того же эффекта контракции, при твердении цемента, происходит обезвоживание фильтрационной (глинистой) корки, которая находится на стенках скважины. В фильтрационной корке также образуются трещины. Именно по этим зазорам и трещинам и происходят межпластовые перетоки. Расширяющиеся тампонажные материалы в значительной мере способствуют уплотнению глинистой корки на контакте цементного камня со стенками скважины, при этом значение газопроницаемости цементного камня снижается в 3-6 раз. Получение расширяющегося цементного камня в первую очередь сводится к созданию и регулированию его собственных напряжений, вызывающих равномерную и всестороннюю «раздвижку» элементов структуры. При этом последняя имеет небольшую прочность и относительно высокую пластичность.

Таким образом, несложные математические вычисления показывают, что для надежного уплотнения фильтрационной корки на стенках скважины необходимо линейное расширение цементного камня, превышающее 5-6% его первоначального объема.

В частности, полученные в ходе проведенных работ результаты показывают, что основной причиной низкого качества крепления скважин стало именно наличие фильтрационной корки. Об этом свидетельствует то, что при работах по новой технологии основное улучшение — рост показателя качества крепления с 18,4 % до 62,4% (в 3,4 раза) — было получено в зоне продуктивного пласта. При этом аналогичный показатель в общем интервале цементирования РТМ увеличился в 2,2 раза — с 33,1% до 71,8%.

Основной отличительной особенностью разработанных в «НИКБ бурового инструмента» расширяющихся добавок к тампонажным цементам и тампонажных материалов на их основе является высокая степень расширения твердеющего тампонажного раствора. В реально применяемых материалах она составляет от 8% до 15%. Поскольку расширение происходит в период схватывания тампонажного раствора, не происходит растрескивания цементного камня и сохраняются его физико-механические параметры.

В «НИКБ бурового инструмента» разработан номенклатурный ряд расширяющихся тампонажных материалов на основе добавок ДР-20, ДР-50 и ДР-100 для различных скважинных условий.

Основные свойства расширяющихся тампонажных цементов приведены в табл. 1.

По итогам проведенной работы в компании ПНБК планируется расширить область применения РТМ. В частности, предполагается применить расширяющие цементы при цементировании нижних участков эксплуатационных колонн в горизонтальных скважинах с целью обеспечения надежного разобщения водоносных пластов, расположенных выше башмака колонны.

Found a typo in the text? Select it and press ctrl + enter