Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин

Тюмень - 2007

Объемы добычи углеводородного сырья на месторождениях Среднего Приобъя, Севера Тюменской области и Восточной Сибири в большей своей части еще связаны с разработкой площадей открытых в 70-80 годах. Длительные сроки освоения способствовали усложнению условий строительства скважин на этих месторождениях, в особенности в вопросах обеспечения надежности разобщения вскрываемых продуктивных пластов. Возросло число поглощений цементного раствора при креплении скважин, не редки случаи пластовых проявлений при их эксплуатации. Проблемы связаны со вскрытием сложных по геологическим условиям сложенных высокопроницаемыми, с низкими пластовыми давлениями коллекторов нефти и газа, наличием многолетнемерзлых пород, пластов с низким давлением гидроразрыва. Имеется необходимость обеспечения подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве до устья в одну ступень. Литолого – стратиграфические характеристики разреза месторождений, давления и температура по разрезу скважины, а также механические свойства горных пород не позволяют осуществлять одноступенчатое цементирование с раствором одинаковой плотности.

В книге изложены материалы о креплении скважин в различных горногеологических условиях газонаполненными тампонажными системами, подробно описаны проведенные эксперементы с газожидкостными тампонажными композициями, результаты эксперементов изложены в виде таблиц и графиков. Так же изложены результаты применения газожидкостных тампонажных систем в реальных условиях на месторождениях Севера Тюменской области и Республики Саха.

ВВЕДЕНИЕ

При сложившиеся на сегодня практике цементирования обсадных колонн методом встречных заливок (или комбинированным способом цементирования) и применяемых рецептурах облегченных тампонажных композиций отмечаются: недоподъем тампонажного раствора до устья, отсутствие цементного камня в зоне схождения первой и второй ступеней, значительный процент «отсутствия» и «плохого» сцепления цементного камня с колонной, наличие заколонных давлений и межколонных перетоков.

Указанные явления обусловленны:

• 
  гидроразрывом пластов при встречном цементировании;
  
• 
  использованием в качестве облегчающих добавок водо – и воздухововлекающих материалов (глинопорошок, вермикулит), полимерных и других добавок. Снижение плотности тампонажного раствора в этом случае обычно достигается за счет повышенного водосодержания, вследствии адсорбции молекул воды на поверхности твердой фазы. Последнее является причиной низкой прочности формирующегося цементного камня, его высокой проницаемости, усадочных деформаций.
  

Применяемая ранее технология аэрирования тампонажных растворов воздухом имеет ряд недостатков таких, как:

- содержание в воздухе кислорода до 21 %, что может повлечь за собой при неравномерном закачивании реагента нерастворенную газовую подушку, вызывая внутреннее горение, возможность взрывоопасной ситуации;

- при взаимодействии с углеводородами происходит дополнительное повышение температуры в зоне продуктивного интервала, влияющее на процесс формирования цементного камня.

Снижение плотности цементного раствора возможно за счет азотонасыщения тампонажных композиций.

Применение инертных газообразных веществ и их смесей с тампонажными растворами позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы.

Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико - химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов:

- газообразный азот взрывобезопасен;

- газообразный азот слабо растворим в нефти и воде. Растворимость азота в нефти и воде с изменением температуры изменяется незначительно;

- взаимодействие азота с углеводородами продуктивного интервала, в дальнейшем способствует уменьшению сроков освоения скважины, т.к. уменьшается вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти;

- азот в тампонажном растворе сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами;

- фильтрация азотонаполненных тампонажных систем (АТС) через пористую среду проходит при более высоких давлениях;

- химически малоактивен, нетоксичный.

Данная книга в больше степени предназначена для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» и спецалистов тампонажных подразделений для теоретического изучения и применения изложенных в ней выражений и зависимостей в практической деятельности. В предлогаемой вашему вниманию работе сделана попытка рассмотреть вопросы связанные с возможностью широкого применения азотонаполненных тампонажных систем для крепления скважин в сложных геологических условиях в доступной и наиболее приемлимой форме.

На нефтяных, газовых промыслах Среднего Приобья, Севера Тюменской области и Восточной Сибири с каждым годом возрастают объемы бурения, постоянно увеличиваются глубины скважин, а также количество вводимых в разработку месторождений со сложными геологическими условиями.

В большинстве случаев осложнения связаны с наличием в разрезе скважин пластов с аномальными давлениями. Цементирование таких скважин – очень ответственная операция в цикле их строительства. Необходимым условием высококачественного их крепления и разобщения, особенно в условиях аномальных пластовых давлений, является правильно подобранный состав тампонажного раствора в сочетании с технико–технологическим оборудованием. Пласты с низкими давлениями, склонные к поглощению цементного раствора, часто являются причинами недоподъема тампонажной композиции до расчетной высоты. В указанных условиях применение известных типов тампонажных растворов, минеральных облегчающих добавок и технологии цементирования часто приводит к заколонным газопроявлениям и межпластовым перетокам. Частичное поглощение тампонажного раствора продуктивными пластами приводит к созданию экранов с соответствующими последствиями при вызове притока. Тампонажные растворы наиболее интенсивно поглощаются при цементировании трещиноватых и кавернозных пород, а также пористых продуктивных пластов [1].

Сравнительный анализ геологических и технико–технологических условий влияющих на состояние крепи скважин на данных месторождениях позволяет осуществить разработку и усовершенствование тампонажных композиций и технических средств во избежание поглощений при цементировании в одну ступень.

1.1.1 Геологические условия цементирования скважин Ваньёганского и Варьёганского месторождений

В административном отношении данные месторождения находятся в Нижневартовском районе Тюменской области Ханты - Мансийского автономного округа. Поисково - разведочное бурение на Варьеганском месторождении, одном из старейших в Западной Сибири началось еще в 1970 годы и Ваньеганском в 1980 г. Месторождения, имели разницу во времени начала разработки около 10 лет, при этом обе эти площади по своим геологическим условиям остаются не достаточно изученными и большая часть эксплуатационного бурения осуществляется на верхнемеловые отложения мегионской и вартовской свиты (продуктивные пласты БВ₆, БВ₈), а также продуктивные горизонты Васьюганской свиты юрских отложений (ЮВ₁, ЮВ₂). Тип коллектора является смешанным. Вартовская свита сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники преимущественно мелкозернистые, сцементированные. Аргиллиты плотные, с включениями алевролитового материала. Плотность пластового флюида в среднем составляет 850 кг/м³. Основные проблемы при бурении и заканчивании скважин возникают в интервалах 1060 -1825 м (Покурская свита), входящих в меловую систему. Покурская свита сложена песчаниками, алевролитами, аргиллитами и глинами. Плотность горной породы составляет 2300 - 2600 кг/м³ с пористостью до 33 %. В таблице 1.1, 1.2 представлена стратиграфическая характеристика и давления по разрезу скважины 3618 Ваньеганского месторождения.

Величина пластового давления на данном интервале Покурской свиты составляет 1,0 МПа/м . 10^-2, а величина градиента гидроразрыва 1,72 МПа/м . 10^-2. Геотермический градиент равен 3,15 ⁰С на 100 м. Коэффициент аномальности по меловым отложениям составляет 1,02.

Большая часть осложнений возникает при первичном вскрытии и разобщении пластов. Тип коллекторов юрских отложений Васьюганской свиты (ЮВ_1-1) 2702 - 2758 м представлен переслаиванием плотного песчаника, аргиллитов с каолиновыми глинами, аргиллитов с песчаниками и глинистых известняков. Плотность горной породы составляет 2600 - 2700 кг/м³ с пористостью до 16 % и проницаемостью от 15 до 20 мД. Величина градиента пластового давления на данном интервале составляет 1,10 МПа/м∙10^-2, а величина градиента гидроразрыва 1,58 МПа/м∙ ∙10^-2. Геотермический градиент равен 3,20 ⁰С/100 м. Коэффициент аномальности составляет 1,10. Продуктивные горизонты юрских отложений ряда разведочных скважин Ваньеганского и Варьеганского месторождений сложены горными породами:

- аргиллитами черными до темно коричневого цвета, битуминозными, плотными, однородными со слабо плитчатыми отдельностями, включающими слабо известковые с редкими частями углефицированной органики и зернами глауконита;

- часто встречающимися прослойками мягких каолиновых глин;

- в верхней части слоя (0,4 м) порода имеет брекчеевидный характер с включениями обломков глинистых полевошпат - кварцевых песчаников, сцементированных глинистой массой, прожилками белого кальцита и зернами глауконита. По всему слою отмечается вкрапленность с гнездами от 0,5 до 5,0 см марказита октаэдрического габитуса.

Таблица 1.2 - Давление и температура по разрезу скважины 3618 Ваньеганского месторождения

По данным описания керна можно сказать, что горные породы продуктивного горизонта являются смешанными, но в большей части трещеноватым коллектором. Вскрытие и цементирование таких коллекторов, с учетом физико–механических свойств по разрезу является одной из сложных задач в настоящее время.

1.1.2 Геологические условий цементирования скважин на Лянторском месторождении

Лянторское месторождение в геоморфологическом отношении представляет собой однообразную озерно–аллювиальную равнину. В тектоническом отношении представляет систему локальных поднятий, приуроченых к северной части Минчимкинского куполовидного поднятия–положительной структуры 2–го порядка, осложняющей центральную часть Сургутского свода. По геологическому строению месторождение является сложнопостроенным. Продуктивные пласты характеризуются невыдержанным как по площади, так и по разрезу строением, наличием зон замещения коллекторов непроницаемыми породами. Промышленные запасы нефти приурочены к продуктивным пластам АС₉, АС₁₀, АС₁₁. Запасы свободного газа – к газовым шапкам пластов АС₈. В процессе разведочного бурения была установлена также нефтеносность пород (нефтепромышленные притоки нефти, притоки пластовой воды с нефтью) пласта ЮС₁ (Васьюганская свита), пласта ЮС₀ (Баженовская свита). Кроме того по ряду эксплуатационных скважин Мильтонского поднятия коллекторы пласта АС₄ по данным ГИС характеризуются как нефтенасыщенные. Залежи по описанным пластам отнесены к непромышленным. Пласт Ю₂ представлен песчаником светло-серым, с зеленоватым оттенком, мелкозернистым, глинистым, слабоизвестковистым с многочисленными органическими включениями, с прослоями аргиллита и алевролита.

Таблица 1.4 - Давление и температура по разрезу скважин Лянторского месторождения