Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин

Использование микросфер (МС) от 6 до 12 % в качестве облегчающей добавки снижает плотность цементного раствора с 1860 до 1400 кг/м³. Физико–механические свойства раствора (камня) с добавками микросфер удовлетворяют требованиям предъявляемым к тампонажным облегченным композициям для цементирования газовых скважин. Однако в настоящее время имеется необходимость применения тампонажных растворов плотностью ниже 1400 кг/м³, что невозможно при использовании применяемых минеральных облегчающих добавок с сохранением свойств раствора (камня) требования технических условий на облегченные растворы. Вопрос выбора соответствующей облегчающей добавки, разработка оптимальных рецептур, влияющих на качество крепи скважин остается в настоящее время открытым.

Строительство скважин на Талаканском месторождении сопровождается частыми поглощениями бурового и тампонажного раствора. Проведенный анализ ряда скважин показал, что бурение под эксплуатационную колонну сопровождается поглощениями раствора от 20 до 40 м³/ч, причем четкого определения интенсивности и интервала осложнения неопределено. Проблема также остро стоит и при подборе свойств тампонажного раствора. Регулирование параметров бурового и тампонажного раствора не приводит к улучшению показателей строительства скважин. По прежнему при бурении и цементировании эксплуатационной колонны наблюдаются поглощения сопровождающейся невыходом (недоподъемом) растворов. В настоящее время удалось ликвидировать поглощения раствора при креплении колонны за счет установки муфты ступенчатого цементирования в интервале 700 м. Цементирование осуществляется в две ступени с разрывом во времени, причем плотность тампонажного раствора при цементировании 1-й ступени (до МСЦ) составляет 1850 кг/м³. По данным ГИС пластовое давление в интервале продуктивного горизонта (Осинский пласт) равно 10 МПа. Цементирование 2-й ступени производят с подъемом тампонажного раствора выше башмака кондуктора на 150 м. Невозможность поднятия цементного раствора 2-й ступени до устья обуславливает возникновение межколонных перетоков, нарушению целостности крепи скважины в процессе эксплуатации.

Первым вопросом является оценка возможности цементирования 2-й ступени на максимально допустимую высоту, а также поднятия до устья тампонажного раствора в добывающих, газовых и газонагнетательных скважинах в одну ступень.

Вторым основным вопросом является наличие (чередование) галоидных отложений (каменной соли) расположенных над кровлей продуктивного пласта. Интервал залегания каменной соли 800 - 1070м.

Решением поставленной задачи является - цементирование скважин на Талаканском месторождении в одну ступень, отказ от применения МСЦ с разработкой новых рецептур облегченных тампонажных растворов, а также разработка солеустойчивого тампонажного раствора (камня) удовлетворяющего техническим требованиям, предъявляемым к материалам для изоляции коррозионных, агрессивно активных горных пород. Целью является повышение качества крепления эксплуатационной колонны, при наличии в разрезе, высокопроницаемых, с низкими пластовыми и давлениями гидроразрыва горизонты, путем применения технологии цементирования облегченными (аэрированными) тампонажными системами плотностью менее 1400 кг/м³.

Обеспечение подъема тампонажного раствора до устья в одну ступень предусматривает поддержание гидростатического давления и гидродинамической программы (давления закачивания и продавливания) удовлетворяющей выражению:

(1.4)

где Рпл - пластовое давление;

Рг.с.- гидростатическое давление;

Рг.р - давление гидроразрыва.

Эксплуатационное бурение производят на продуктивные Осинские пласты О-1 (bl₂). Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм. спускают до глубины 1080 – 1250 м. Интервал перфорации 1100 - 1200м, либо применяют метод добычи открытым забоем. На первых стадиях разбуривания месторождения и в настоящее время производят цементирование эксплуатационной колонны в две ступени с разрывом во времени 6 - 8 часов между первой и второй ступенью цементирования, путем установки МСЦ (700 м). Цементирование второй ступени осуществляют с подъемом тампонажного раствора выше башмака кондуктора на 150 м. Применяют тампонажные растворы плотностью ρ = 1560 кг/м³ при цементировании верхней части колонны и в нижней части, продуктивный интервал ρ = 1850 кг/м³. Подъем цемента до устья необходим из-за сложных условий эксплуатации скважин в дальнейшем (высокие дебиты и газовый фактор). Выбор комбинированной тампонажной смеси обуславливался необходимостью обеспечения минимального гидростатического давления на продуктивный пласт. Для выбора необходимой технологии, технических средств и материалов, проведены ряд расчетов представленных ниже.

Исходные данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны:

Кондуктор:

Диаметр обсадных труб 244,5 мм;

Глубина установки башмака 450 м.

Эксплуатационная колонна

Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну 215,9 мм;

Коэффициент кавернозности 1,3;

Диаметр обсадных труб 168,0 мм;

Глубина установки башмака 1250 м;

Кровля пласта 1080 м;

Пластовое давление Р_пл = 10,0 МПа;

Температура на забое скважины плюс 13 ⁰С.

Прямой, одноступенчатый с подъемом тампонажного раствора до устья.

Данные о давлениях ГРП отсутствуют. Проведенный анализ цементирования показал, что возможное создание гидростатического давления на продуктивный интервал не должно превышать 14,0 МПа. Кроме этого в разрезе имеется сложный для бурения и цементирования участок в нижней и верхней части выраженный песчаниками и алевролитами. В этих интервалах велика вероятность поглощения растворов и выброс газо-водяных пачек. Принято решение использовать следующую комбинацию тампонажных растворов. С глубины 1080 м. до 750 м.- минерализованный тампонажный раствор плотностью ρ = 1900 кг/м³ (при В/Ц = 0,6) или ρ = 1970 кг/м³ (при В/Ц = 0,44), а с глубины 750 м до устья – азотонаполненная тампонажная система плотностью ρ= 1025 - 1060 кг/м³ .

Этим добились следующих результатов:

Рг.с = 6,14 + 7,76 = 13,9 МПа;

Рг.с = 6,37 + 7,53 = 13,9 МПа;

Гидростатическое давление на продуктивный горизонт составит

Р_г.с = 13,9 МПа, следовательно технологическая схема по интервальной установки тампонажных композиций удовлетворяет требованиям, исключающим возможность гидроразрыва и поглощений в процессе цементирования эксплуатационной колонны.

Исключается вопрос снижения плотности облегчающими добавками такими, как вермикулит, глинопорошок, т.к. плотность тампонажного раствора облегченным вышеуказанными добавками с учетом минерализации составит 1540 – 1620 кг/м³, а также вопрос, связанный с адгезионными свойствами и проницаемостью камня. Проведем расчет исключающий возможность применения растворов плотностью выше 1400 кг/м³, а также не стабильных глинистых облегчающих добавок.

В дополнении к вышесказанномы необходимо отметить, что цементирование обсадных колонн на Талаканском месторождении в интервале 800 – 1050 м осложнено наличием отложением галоидных пластов. Данный интервал содержащий каменную соль содержит три пласта мощностью до 40 м с чередованием двух пропластков доломитов ангидритизированных мощностью 30 - 50 м, незначительных отложений аргиллитов, известняков и песчаников. Температура в интервале залегания галоидных пластов плюс 12 ⁰С.

При бурении под кондуктор имеют место постоянные поглощениях при следующих параметрах растворов: плотность 1120 – 1140 кг/м³, условная вязкость 30 – 35 с. Интенсивность поглощений от 0,5 м³/ч до катастрофических. Борьба с поглощениями при бурении под кондуктор ведется за счет применения вязко-упругих составов (ВУС), установки цементных мостов, бурения на газожидкостной смеси, а также бурения на технической воде.

Эффективность применения ВУСов низкая, поэтому устанавливают цементные мосты. При этом, при закачке в интервал поглощения цементного раствора плотностью 1800 – 1850 кг/м³ с ускорителем схватывания, успешность и эффективность ликвидации поглощений очень низкая, из-за чего устанавливается по несколько мостов. При таких условиях бурения происходит накопление шлама на забое 14 м. В стволе скважины имеют место каверны размером до полного раскрытия каверномера.

Кондуктора цементируют прямой заливкой с подъёмом цементного раствора до подошвы нижнего поглощающего интервала плотностью 1800-1840 кг/м³. Заканчивают цементирование обратной (встречной) заливкой цементного раствора такой же плотности. В цементный раствор добавляют 3 – 5 % СаСl₂ (от массы цемента) для регулирования сроков схватывания.

По результатам крепления кондукторов (табл. 1.12 – 1.15) и эксплуатационных колонн (табл. 1.16 – 1.18), методами ГИС, отмечается отсутствие сцепления цементного камня с колонной и цемента за кондуктором в более чем 70 %.

скважины № 179-20

Плотность цементного раствора 1820 – 1850 кг/м³. При цементировании наблюдалось поглощение; цемент на устье не вышел. Добавлялось 7,5 % СаСl₂, при прямой заливке и 5 % СаСl₂ от массы сухого цемента. Израсходовано 20 т сухого цемента при прямой заливке и 1,5 т хлористого кальция. При обратной 12 т цемента, 0,6 т СаСl₂.

скважины № 179-018

Применялся цементный раствор плотностью 1850 – 1870 кг/м³. Цемент на устье не вышел. В цементный раствор при прямой заливке добавляется 6,8% СаСl₂, при обратной заливке 6,25% СаСl₂(от массы цемента) для ускорения сроков схватывания. Для цементирования прямым способом израсходовано 22 тн сухого цемента, 1,5тн хлористого кальция. При встречном 8тн цемента, 0,5тн хлористого кальция.

Таблица 1.14 - Качество цементирования кондуктора скважины

№ 179-019 Талаканского месторождения

Применялся цементный раствор плотностью 1850 кг/м³. Цемент на устье не вышел. В цементный раствор при прямой заливке добавляется 6,93 % СаСl₂, при обратной заливке 10 % СаСl₂ (от массы цемента) для ускорения сроков схватывания. При прямой заливке израсходовано 15 т сухого цемента, 1,04 т хлористого кальция. При обратной обратной 8 т цемента, 0,8 т хлористого кальция.

№ 179-026 Талаканского месторождения