Восстановление герметичности крепи скважин в условиях поглощений на Усинском месторождении (22998)

Посмотреть архив целиком

Восстановление герметичности крепи скважин в условиях поглощений на Усинском месторождении

И.Р. Василенко, Б.А. Кузьмин, А.И. Дяченко, М.В. Чертенков

Разработка Р-С залежи Усинского месторождения осложнена аномально высокой вязкостью добываемой нефти, интенсивными (500-800 м3/сут) поглощениями промывочной жидкости в продуктивных пластах, микробиологической коррозией скважинного оборудования, коррозионной агрессивностью добываемой продукции. Залежь разрабатывается с применением паротеплового воздействия на пласт. Перепады давления и высокая температура быстро нарушают герметичность крепи в процессе эксплуатации скважины. Общепринятой практикой при выполнении ремонтных работ является большеобъемная закачка (50-400 м3) высоковязких растворов с последующим закреплением цементным раствором нормальной плотности (1,85-1,92 г/см3). Однако из-за наличия высокопроницаемых каналов, которые отчетливо видны на керновом материале (рис. 1), данная операция не всегда успешна вследствие существования рыхлых пород и промытых зон.

Во время ожидания затвердевания (ОЗЦ) цементного раствора давление в кольцевом пространстве снижается до гидростатического давления столба жидкости затворения и даже ниже. На рис. 2 показано изменение коэффициента аномальности k2 в зацементированном кольцевом пространстве 245-мм кондуктора во время ОЗЦ в скв. 4193 Харьягинского месторождения. Из него видно, что данный коэффициент в кольцевом пространстве снижается до 0,7-0,5. В этот момент в зацементированное кольцевое пространство может проникать пластовая жидкость, что может нарушить герметичность скважины. Для предупреждения проникновения пластовых флюидов в зацементированное кольцевое пространство применяют различные физические и химические методы воздействия на прискважинную зону:

-повышение давления на устье во время ОЗЦ;

-использование различных кальмататоров в процессе бурения и подготовки скважины к креплению;

-увеличение плотности жидкости затворения и др.

В условиях Р-С залежи Усинского месторождения (пластовое давление на глубине 1200-1300 м равно 6-12 МПа) в идеальном случае плотность изолирующего материала должна составлять около 0,8-1,2 г/см3. Однако таких изолирующих материалов, обладающих и прочностью, и коррозионной устойчивостью, и термостойкостью, и технологичностью, и экономичностью, нет.

По нашему мнению, одним из способов решения данной проблемы является применение пеноцементных растворов. При формировании структуры пеноцементного камня давление во время ОЗЦ не снижается. Этому способствуют находящиеся в объеме цементного раствора пузырьки воздуха. Они способны создавать дополнительное сопротивление движению жидкости в сформировавшихся капиллярах пеноцементного раствора и проводящих каналах пласта. Этот эффект называется эффектом Жамена. При движении пузырьков газа из широкой части канала в узкую форма пузырька изменяется. При этом изменяются радиусы кривизны его сферической поверхности. Тогда капиллярное давление станет равным соответственно для левого и правого мениска/)с1=2о/Г[,/)с?=2о/г2 (о - поверхностное натяжение на границе жидкость - воздух; ri,r2- радиус сферической поверхности пузырька газа соответственно до сужения и во время сужения). Разность этих давлений будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давления, причем pci

Таблица 1

Номер образца

Плотность, г/см3

Растекаемость, см

Прочность цементного камня на изгиб, МПа, через 1 сут твердения (при Г=75 °С)

Объемная деформация, %,через 1 сут твердения

Сроки схватывания при температуре 75 С, ч-мин

Начало

Конец

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

Примечание. Водоцементное отношение равно 0,5; водоотделение отсутствует. Таблица 2________________________________________________________

Тип цемента

Диаметр образца, мм

Размер образца цементного камня, мм

Плотность раствора, г/см3,

Растекаемость, см

Прочность на сжатие, МПа

Стабильность,

%

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

Примечание. В числителе приведены параметры неомагниченного раствора, в знаменателе - омагниченного.

Предварительные испытания элементов пеноцементной технологии были начаты с высокотемпературного (Г=ЗОО-32О °С) нагрева образцов. Различные по составу образцы цементного камня длительное время находились в паропроводе высокого давления. Комиссионно бьии выбраны образцы из состава тампонажной смеси, названной нами «КАРБОН-БИО». Состав выбирался с учетом геолого-химических особенностей Усинского месторождения. Приготовленный на основе тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» цементный раствор и цементный камень отвечают всем требованиям, предусмотренным ГОСТ 1581-96. Свойства пеноцементного раствора, приготовленного из смеси «КАРБОН-БИО>>, и цементного камня представлены в табл. 1. Из нее видно, что прочность камня (образцы № 3 и 4), полученного из вспененного цементного раствора плотностью 1,70-0,89 г/см3, вполне достаточна.

Улучшить структуру раствора и в целом повысить качество цементного камня можно, применяя магнитную обработку. При этом в цементном растворе создаются дополнительные центры роста кристаллов гидросиликатов из раствора. Появление дополнительных центров роста кристаллов приводит к образованию более однородной структуры раствора с повышенной седиментационной устойчивостью. Для воздействия магнитным полем на цементный раствор нами разработано устройство гидромагнитной обработки цементных растворов (УМОЦР) в промысловых условиях [5-7]. Результаты влияния магнитного поля на физико-механические свойства тампо-нажных растворов и цементного камня приведены в табл. 2. Из нее видно, что такая обработка несколько увеличивает плотность тампо-нажных растворов за счет создания более однородной структуры раствора, а также прочность цементного камня. Стабильность раствора составляет 100 %, т.е. седиментационного водоотделения не происходит.

Испытания в лабораторных условиях моделей крепи скважин (глубина #с=5-8 м) различными тампонажными составами показали практически полное отсутствие дефектов в составах с пеноцементными растворами (рис. 3).

Таким образом, результаты проведенных исследований подтверждают эффективность применения тампонажньгх растворов на основе тампонажной смеси «КАРБОН-БИО». При этом обращает внимание существенное улучшение свойств пеноцементного раствора.

Широкое применение пенных систем затрудняется расчетом основных параметров, прежде всего плотности. Нами была разработана методика расчета плотности пеноцементных растворов при цементировании скважин, позволяющая определить основные параметры режима цементирования при постоянной степени газирования цементного и буферных растворов [9]. В основу методики положены условия обеспечения требуемых свойств газожидкостной смеси в кольцевом пространстве скважины от устья до наиболее слабого поглощающего пласта. Условием выбора плотности пенной системы является достижение равновесия между давлением в поглощающем пласте и давлением столба газожидкостной смеси в скважине. Данная методика в настоящее время используется при расчете процесса цементирования скважин с применением пеноцементных растворов на Усинском месторождении при капитальном ремонте [10].

Опытно-промышленные работы с использованием пеноцементной технологии и тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» для водоизоляции пласта и восстановления герметичности крепи при капитальном ремонте скважин (КРС) бьии начаты в 2004-2005 гг. Работы выполнялись в паронагаетательных и добывающих скважинах Р-С залежи Усинского месторождения. За этот период было проведено 10 скважино-операций при КРС: по 5 в нагнетательных и добывающих скважинах. По результатам геофизических исследований ультразвуковым сканером USIT качество работ по восстановлению герметичности крепи скважин паронагнетательного фонда признаны хорошим. По добывающему фонду с учетом переходящего эффекта за 2005 г. получено дополнительно 1952,4 т нефти. Показатели

Таблица 3

Номер скважины

Вид/время окончания работ

Дебит жидкости, т/сут

Дебит нефти, т/сут

Обводненность,

%

Дебит жидкости, т/сут

Дебит нефти, т/сут

Обводненность,

%

Продолжительность эффекта, мес

Дополнительная добыча нефти, т

Удельная эффективность, т/суг

Объем закачки цементного раствора, м3

до обработки

после обработки













Добывающие скважинь





4581

Водоизоляция/03.11.04 г.

59,5

2,5

95,8

22,0

12,5

43,2

14

1182

2,8

12

3088

Водоизоляция/27.08.05 г.

101,3

9,2

90,9

19,8

13,5

32,0

2

214,4

2

12

6013

Водоизоляция/23.08.05 г.

88,2

1,7

98,1

65,6

8,5

87,1

3*

304

2,5

12

8115

Водоизоляция/30.09.05 г.

39,0

3,6

90,7

14,5

13,7

5,4

3*

704

7,6

20

8306

Водоизоляция/17.02.06 г.

32

0,2

99,5

25

21

10




8




Паронагнетательные скважины, находящиеся в работе




4033

Восстановление крепи/10.11.05 г.










3,3

6168

Восстановление крепи/26.01.06 г.










8

4254

Восстановление крепи/11.11.05 г.










8

6122

Восстановление крепи/07.03.06 г.










8

6156

Водоизоляция, восстановление крепи/07.04.06 г.










8






Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.