CC BY
1057
УДК 699.88:622.242
А.А. Сингуров, В.И. Нифантов, В.М. Пищухин, Е.В. Гильфанова
Технологии и составы для водоизоляционных работ в газовых скважинах
В процессах строительства и ремонта скважин возникает необходимость проведения различных видов изоляционных работ, к которым относятся ликвидация поглощений и проявлений буровых и тампонажных растворов, ликвидация межпластовых перетоков и межколонных проявлений, водоизоляция, восстановление герметичности обсадных колонн и другого скважинного и внутрискважинного оборудования. Несмотря на многолетний опыт по реализации НИОКР в этом направлении, проблема по изоляции различных видов негерметичностей остается до конца не решенной [1-8].
Сложность решения проблемы изоляционных работ в нефтегазовых и газовых скважинах определяется многообразием горно-геологических условий, их строительства и ремонта и организационно-техническими ограничениями при ведении технологических процессов.
Рассмотрим основные технологии ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны газовых скважин в интервале продуктивного пласта.
Одним из факторов, существенно осложняющих процесс эксплуатации газовых скважин, является качество их долговременного крепления и разобщения продуктивных пластов. При эксплуатации газовых скважин основная причина их преждевременного и непрогнозируемого обводнения состоит в нарушении герметичности эксплуатационных колонн, поэтому решение указанных проблем является важным вопросом. К основным причинам негерметичности крепи на стадии заканчивания и эксплуатации скважин относятся:
• неполное замещение бурового раствора цементным в кавернозной части ствола и при эксцентричном расположении эксплуатационной колонны;
• рыхлая глинистая корка на стенках скважины;
• частичное сцепление цементного камня с трубами и горными породами;
• нарушение сплошности цементного кольца;
• различная плотность порций цементного раствора, закачиваемого в скважину;
• образование каналов в цементном камне и глинистой корке за счет процессов, происходящих при структурообразовании раствора и его твердении;
• снижение гидростатического давления и приток газа или жидкости из высоконапорных пластов в фильтрационные каналы зацементированного заколонного пространства;
• коррозионное разрушение цементного камня;
• перетоки по цементному кольцу как между породой, так и между эксплуатационной колонной из-за гидромеханического воздействия на цементный камень и эксплуатационную колонну при перфорации, интенсификации и других работах в скважине.
Восстановление герметичности эксплуатационных колонн, устранение заколон-ных и межколонных перетоков достигается различными способами, но в основном они сводятся к следующим комплексам ремонтно-изоляционных работ (РИР):
• исправление негерметичности цементного кольца;
• наращивание цементного кольца;
• устранение негерметичности колонны;
• изоляция подошвенных, контурных вод.
Как показывает практика, наиболее распространенным видом РИР на нефтяных и газовых скважинах является изоляция подошвенных вод. Однако в процессе производства, как правило, приходится выполнять несколько видов РИР с целью
Ключевые слова:
водоизоляция
скважин,
завершающая
стадия разработки,
водоизоляционные
составы,
ликвидация
негерметичности
колонны,
совершенствование ремонтно-изоляционных работ,
ограничение притока воды, Майкродап.
Keywords:
waterproofing of wells, the final stage of development, waterproofing compounds, eliminating leaks through casing, improving the repair and insulation work, limiting the water invasion of wells, Maykrodap.
достижения результата. Так, в процессе отсечения обводненного интервала перфорации с использованием пакера часто диагностируется переток между интервалами, что может привести к неэффективному ремонту или осложнению в процессе выполнения технологических операций при закачке изоляционных материалов (рис. 1). Данный вид негерметичности ликвидируется несколькими способами в зависимости от геологических характеристик горных пород месторождения и опыта проведения ремонтов скважин.
При коэффициенте аномальности 0,3 и более от гидростатического давления (если РИР ранее не проводились) нижний интервал временно изолируется песчаной пробкой, а верхний крепится дисперсно-армированным цементом. Далее цементный стакан разбуривается долотом меньшего диаметра с сохране-
нием корки на эксплуатационной колонне не менее 10 мм, а песчаная пробка вымывается. Затем проводятся РИР нижнего интервала по двухрастворной системе (водоизоляционный состав с докреплением цементным раствором с комплексными добавками). После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) цементный стакан разбуривается на 2 м ниже верхнего эксплуатационного интервала, проводится репер-форация (рис. 2). Возможны другие вариации этой технологии (например, разбуривание цементного стакана долотом большего диаметра без оставления цементного кольца с опрес-совкой верхнего интервала). Работы по закачке цемента осуществляются до получения герметичности верхнего интервала перфорации, однако это может обусловить снижение продуктивных характеристик верхнего интервала пласта.
Рис. 1. Диагностика негерметичности эксплуатационной колонны между интервалами
перфорации перед проведением РИР
1
шшшш
с ►
■ ЩЩщвшз ■
■ ШЩШзШЗ ■
Ш+ШШШ ШШШШ
ШШШ4Ш 'ШШШШ ШШШт ШШШШ ШШШШ ШШШШ
шш
Ш$Ш$$Ш
(0] в
с!
вя
я я
а
я я я й
I"
+Т к
я '::'
я я я я я я !
я я
V
я я я я я я я я
ш
т
Рис. 2. Технология восстановления герметичности эксплуатационной колонны путем установки отсекающего моста: 1 - определение негерметичности эксплуатационной колонны; 2 - отсыпка нижнего интервала песком и установка отсекающего моста; 3 - разбуривание цементного стакана долотом меньшего диаметра; 4 - РИР по двухрастворной системе; 5 - разбуривание долотом большего диаметра с последующей перфорацией
При коэффициенте аномальности менее 0,3 от гидростатического давления (если на данной скважине проводились неоднократные РИР с отрицательным результатом) ликвидация негерметичности эксплуатационной колоны проводится путем установки хвостовика (потайной колонны). Дополнительными причинами для установки потайной колонны могут являться:
• отсечение продуктивного пласта (необ-водненную его часть) от воздействия технологической жидкости на время производства работ;
• обеспечение селективности процесса изоляции;
• устранение дефектов в эксплуатационной колонне.
Сравнительно низкая себестоимость и простота в применении обеспечили широкое распространение такой технологии при ремонте скважин. Укрепленный цементным раствором хвостовик исключает сообщение призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) со скважиной. Это в свою очередь предотвращает контакт ПЗП с жидкостью глушения, минимизирует насыщение пласта ею и, как следствие, повышает эффективность ремонта в целом.
Существуют разные варианты технологии восстановления герметичности эксплуатационной колонны путем спуска и крепления потайной колонны.
Разработано и внедрено несколько способов восстановления герметичности эксплуатационных колонн, что обеспечило повышение эффективности капитального ремонта скважин (КРС). Так как для успешного ремонта особенно важно подобрать оптимальный комплекс работ, в последние годы предприятия развивают комплексные технологии КРС.
Интенсивная добыча газа на многих модульных компрессорных станциях (МКС) в значительной степени осложнила горно-геологические и газогидродинамические условия в скважинах и прежде всего обусловила значительный рост перепадов давления между водоносными и продуктивными пластами. Обводнение скважин происходит по отдельным наиболее проницаемым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов, характерных для данных месторождений. Прорыв воды в скважины и полное их обводнение в подавляющем большинстве случаев
происходит задолго до достижения потенциально возможного отбора пластового флюида.
В процессе производства работ по водоизо-ляции часто приходится выполнять несколько видов РИР с целью достижения результата. Как было показано выше, при отсечении обводненного интервала перфорации с использованием пакера часто диагностируется переток между интервалами, что может привести к неэффективному ремонту или осложнению в процессе выполнения технологических операций при закачке изоляционных материалов.
Наиболее широко был использован способ установки цементных мостов в стволе скважин с последующей перфорацией вышележащих интервалов, который продолжает применяться в настоящее время. Этот способ оказался малоэффективным и несовершенным, потому что через некоторое время конус подошвенной воды подтягивается к новым интервалам перфорации и возникает необходимость повторять установку новых цементных мостов. В итоге (когда перфорация будет сделана у кровли пласта, оставшейся в обводнившемся пласте) газ окажется защемленным.
С целью решения указанных проблем при проведении водоизоляционных работ широкое распространение получила технология с применением двух растворов, т. е. первым раствором (жидкое стекло, гипан, нафтены, АКОР и др.) осуществляется изоляция пластовой воды, а вторым (цементный раствор с добавками или без них) - докрепление и упрочнение водонепроницаемого экрана.
Технология водоизоляции проводится таким образом, чтобы изоляционный экран соединился с глинистым пропластком, так как для увеличения критического дебита конусообра-зования вдвое обычно необходим эффективный радиус закачки геля (не менее 15 м). Как показывает практика, закачка раствора на такую глубину в пласт затруднительна. Закачка же меньших объемов раствора обычно приводит к быстрому повторному прорыву воды за исключением тех случаев, когда водоизоляционный экран соединяется с глинистым пропластком.
На основе анализа других методов водо-изоляции (в связи с низкой эффективностью РИР на реанимируемых скважинах МКС при использовании обычных тампонажных грубо-дисперсных цементов с относительно большими размерами частиц [9-11]) предлагается к рассмотрению один из вариантов технологиче-
ских решений по водоизоляции - с использованием тонкодисперсного сульфатостойкого минерального состава «Майкродап».
«Майкродап» - тонкодисперсная минеральная смесь с особо тонким гранулометрическим и химико-минералогическим составом. Применяется как для заполнения требуемого пространства, так и для создания прочной монолитной массы при выполнении РИР различного назначения. Аналогично цементным растворам твердеет при реакции с водой.
По гранулометрическому составу подразделяется на два типа:
• «Майкродап 14» с содержанием не менее 73 % частиц меньше 5 микрон;
• «Майкродап 11» с содержанием не менее 44 % частиц меньше 5 микрон.
Изоляционные составы на основе материала «Майкродап» обладают следующими отличительными от других тампонажных растворов свойствами:
• сульфатостойкость - способность цементного камня противостоять разрушающему действию водных сред, содержащих сульфат-ионы. При бурении часто встречаются обводненные интервалы горных пород, вода в которых может содержать сульфат-ионы в большом или малом количестве. Кроме того, минерализованные воды воздействуют на цементный камень в течение всего срока эксплуатации скважины, подвергая его разрушительному воздействию. «Майкродап 14» и его модификации снабжены защитой от воздействия сульфат-ионов, что гарантирует продолжительный срок службы цементного камня и скважины после ремонта;
• подвижность. Раствор на основе «Майкродап 14» обладает повышенной активностью в отличие от обычных тонкодисперсных цементов. К примеру при В/Ц = 0,5 у обычных тонкодисперсных цементов расте-каемость равна 13-18 см, а у «Майкродап» -
24 см и более (в зависимости от модификации). Консистенция раствора позволяет ему проникать в трещины размером до 5 микрон;
• прочность. Основными характеристиками цементного камня являются прочность на сжатие и изгиб. Чем выше показатели, тем цементный камень лучше сопротивляется механическим воздействиям. Прочность на сжатие через двое суток у «Майкродап 14» составляет 43 МПа, прочность на изгиб - 4,9-7,3 МПа. Согласно ГОСТ-1581-96, показатели прочности на изгиб у тампонажных цементов соответствуют 2,7 МПа.
Результаты исследований показали следующее:
• раствор, приготовленный на основе ПЦТ-1-в-СС, в течение 3,0 мин отфильтровал-ся в керамическом диске с образованием на его поверхности плотной корки. При разломе керамического диска на срезе отмечено, что там-понажный раствор проник в глубину диска на 1,5-2,0 мм;
• раствор, приготовленный на основе «Майкродап 14», в течение того же времени равномерно проникал через керамический диск без образования на его поверхности фильтрационной корки.
Основываясь на полученных данных лабораторных исследований, необходимо отметить, что приведенная сравнительная характеристика свидетельствует в пользу материала «Майкродап». Ремонтные работы с применением тонкодисперсного минерального материала позволят получить положительные результаты, сократить время на выполнение ремонтных работ и их стоимость, так как данный материал обладает высокой проникающей способностью, стабильной тиксотропной структурой, высокой седиментационной стабильностью и повышенной прочностью (по сравнению с обычными цементами).
Список литературы
1. Гереш Г.М. Причины осложнений при эксплуатации сеноманских скважин на Ямбургском месторождении / Г.М. Гереш // Повышение эффективности разработки месторождений природного газа. -М.: ВНИИГАЗ, 2001. - С. 36-41.
2. Гереш Г.М. Проблемы формирования технологических режимов работы газовых промыслов на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона / Г.М. Гереш, Ю.Е. Дорошенко, Л.Н. Евликова и др. // Газовая промышленность. - 2012. - № 1. - С. 18-21.
3. Степанов Н.Г. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов /
Н.Г. Степанов, Н.И. Дубина, Ю.Н. Васильев. -М.: Недра, 2001. - С. 204.
4. Дубина Н.И. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманской залежи / Н.И. Дубина. - М.: Недра, 2007. - С. 109.
5. Рассохин Г.В. Разработка газоконденсатных месторождений / Г.В. Рассохин, И.А. Леонтьев, В.И. Петренко и др. - М.: Недра, 1973. - С. 264.
6. Масленников В.В. Комплексный контроль разработки сеноманской газовой залежи и технического состояния фонда скважин: обз. инф. / В.В. Масленников, Г.А. Ланчаков,
B.Н. Маслов и др. - М.: Газпром, 1998. -
C. 40. - (Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин»).
7. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении / А.А. Ахметов. -Уфа: УГНТУ, 2000. - С. 219.
8. Куликов А.Н. К вопросу оптимального сочетания и последовательности применения технологий ограничения водопритоков
и повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти различного типа / А.Н. Куликов, Л.А. Магадова, Д.Ю. Елисеев // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 1. -С. 25-39.
9. Ильясов С.Е. Опыт проведения изоляционных работ с использованием пеноцементной технологии на месторождениях Пермского края / С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе,
О.А. Чугаева и др. // Нефтяное хозяйство. -2014. - № 3. - С. 61-63.
10. Ярмухаметов И.И. Модифицирование изоляционных тампонажных материалов под современные условия бурения на месторождениях Урало -Поволжья / И.И. Ярмухаметов, Ф.А. Агзамов,
А.В. Самсыкин и др. // Территория Нефтегаз. -2013. - № 5. - С. 26-31.
11. Ильясов С.Е. Разработка тампонажного материала для установки цементных мостов в гидрофобной среде ИЭР / С.Е. Ильясов,
Г. В. Окромелидзе, О. В. Гаршина и др. // Территория Нефтегаз. - 2013. - № 5. -С. 32-35.
References
1. Geresh G.M. Reasons for complications during Cenoman well operation at the Yamburg field / G.M. Geresh // Improvement of the efficiency of natural gas field development. - Moscow: VNIIGAZ, 2001. - P. 36-41.
2. Geresh G.M. Problems of formation of gas field process work modes at fields of the Nadym-Pur-Taz Region / G.M. Geresh, Yu.E. Doroshenko, L.N. Evlikova et al. // Gas Industry. - 2012. -№ 1. - P. 18-21.
3. Stepanov N.G. System analysis of gas recovery problem of productive strata / N.G. Stepanov, N.I. Dubina, Yu.N. Vasilyev. - Moscow: Nedra, 2001. - P. 204.
4. Dubina N.I. Mechanism of flooding of producing wells at the completing stage of Cenoman deposit development / N.I. Dubina. - Moscow: Nedra, 2007. - P. 109.
5. Rassokhin G.V. Gas/condensate field development / G.V. Rassokhin, I.A. Leontyev, V.I. Petrenko et al. - Moscow: Nedra, 1973. -P. 264.
6. Maslennikov V.V. Comprehensive approach to development of Cenoman gas deposit and the technical condition of the well fund: information review / V.V. Maslennikov, G.A. Lanchakov, V.N. Maslov et al. - Moscow: Gazprom, 1998. -P. 40. - (Series «Development and Operation of Gas and Gas-Condensate Wells»).
7. Akhmetov A.A. Well workover at the Urengoy field / A.A. Akhmetov. - Ufa: UGNTU, 2000. -P. 219.
8. Kulikov A.N. On the problem of optimal combination and sequence of use of water inflow limitation and reservoir oil recovery improvement technologies during development of oil deposits of various types / A.N. Kulikov, L.A. Magadova, D.Yu. Yeliseyev // Petroleum Engineering. -2014. - № 1. - P. 25-39.
9. Ilyasov S.E. Experience of insulation works with the use of foam cement technology at the Perm territory fields / S.E. Ilyasov, G.V. Okromelidze, O.A. Chugayeva et al. // Oil Economy. - 2014. -№ 3. - P. 61-63.
10. Yarmukhametov I.I. Modification of insulation plugging materials for current drilling donditions at the Urals-Volga region fields / I.I. Yarmukhametov, F.A. Agzamov, A.V. Samsykin et al. // Neftegaz Territory. -2013. - № 5. - P. 26-31.
11. Ilyasov S.E. Development of plugging material for cement plug installation in the invert emulsion mud hydrophobic medium / S.E. Ilyasov,
G.V. Okromelidze, O.V. Garshina et al. // Neftegaz Territory. - 2013. - № 5. - P. 32-35.
