Ключевые слова: цементный мост, поглощение, градиент гидроразрыва, зарезка бокового ствола, совместимость технологических жидкостей, кольматанты.
Месторождения, расположенные в Пуровском районе, Западной Сибири Ямало-Ненецком автономном округе, характеризуются сложным геологическим строением, обусловленным условиями формирования коллекторов и тектогенезом [1,2]. На первом этапе освоения месторождений произведено обустройство сеноманской газовой залежи ПК1 [3]. Вторым объектом на данном месторождении по величине запасов является группа пластов ПК19-21, к которой приурочены нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи.
Пласты ПК19-21 приурочены к терригенным отложениям апт-альбского яруса нижнего мела, к нижней подсвите покурской свиты и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Разработка месторождения осуществляется бурением эксплуатационных скважин с горизонтальным участком 500 – 600 м, а также бурением боковых стволов на пласты ПК1 и ПК19-21. Конструкция скважины представлена направлением Ø426мм, кондуктором Ø340мм, технической колонной Ø245мм, эксплуатационной колонной Ø178мм и хвостовиком Ø114мм в горизонтальной части ствола скважины. Горизонтальный хвостовик-фильтр спускается в продуктивный пласт и не цементируется.
Строительство скважин на данном месторождении осложнено значительными рисками поглощения бурового раствора при вскрытии кровли пласта ПК1 ввиду сниженного пластового давления, градиентов поглощения и гидроразрыва пород, обусловленного процессом эксплуатации месторождения. На рисунке 1 приведены фактические значения и результаты моделирования снижения градиента гидроразрыва пласта (ГРП) в процессе разработки и эксплуатации месторождения, так, например, на 8 год эксплуатации градиент ГРП снижается с 1.48 до 1.25 г/см3, на 24 год - снижение до 1.15-1.20 г/см3 и менее, на 46 год - снижение до 1.05-1.10 г/см3 по всему месторождению [4,5].
Бурение скважин с возможными осложнениями в виде поглощений сопровождаются высокими рисками потери ствола и увеличением затрат на ликвидацию аварий, в силу геологических условий - наличие поглощающих интервалов, применение традиционных технологий по установке цементных мостов для зарезки нового ствола, не всегда эффективно.
Методы
С целью разделения малосовместимых жидкостей и снижения зоны смешения цементного раствора c буровым, в процессе цементирования и установки цементных мостов, используются буферные жидкости, реологические и смачивающие свойства которых регулируются в процессе подготовки к работе. Определение оптимальной концентрации поверхностно-активных веществ (ПАВ) в составе буферной жидкости выполнено в соответствии со стандартом API 10B-2, лабораторный метод заключается в титровании буферной жидкости в буровой раствор на углеводородной/синтетической основе, наиболее эффективной буферной жидкостью признаётся та жидкость, которая при меньшей объёмной доле в смеси буровой раствор – буферная жидкость приводит смесь к базовой электропроводности буферной жидкости, что говорит о гидрофильности смеси буровой раствор – буферная жидкость, при этом значение 0 Hn означает абсолютно гидрофобное состояние смеси.
Учитывая интенсивность поглощения – 12 м3/час, было принято решение об использовании кольматантов в составе буферной жидкости и цементном растворе, оценка эффективности кольматации выполнена на приборе для измерения закупоривающей способности частиц - PPA 5000 (Fann), опираясь на опыт ООО «БурСервис» в регионе производства работ и невозможность оценки реальной раскрытости трещин в терригенном разрезе в качестве диска с известной проницаемостью, выбран щелевой слот-диск 1000 мкм. Принципиальная схема приведена на рисунке 2.
Более эффективной закупоривающей способностью обладают те жидкости, которые при меньшем объёме фильтрата и количестве качков ручного насоса закупоривают диск. С целью минимизации данного эффекта закупорки от использования кольматантов в программном обеспечении ООО «БурСервис» есть модуль оценки безопасной концентрации кольматанта. В процессе моделирования анализируется способность жидкости-носителя (буровой раствор, буферная жидкость, цементный раствор) удерживать частицы кольматанта во взвешенном состоянии в статическом и динамическом нахождении, эффективность их транспортировки через критические кольцевые пространства (как в трубном, так и затрубном пространствах) с учётом производительности насосов и геометрии ствола скважины. Результаты моделирования – это качественная оценка возможности использования кольматанта в заданной пользователем концентрации, основанная на количественном подходе, что позволяет подтвердить оптимальную концентрацию кольматанта для безаварийного выполнения работ по цементированию.
На рисунке 3 показано, как осуществляется ввод данных для моделирования в программном обеспечении (ПО) iCem, в выпадающих окнах пользователь выбирает кольматант с указанием концентрации, а также указывает жидкость-носитель и тип используемого оборудования.
Основные критерии безаварийности работы представлены следующими критериями: Particle Safe Passage, Particle Transport Efficiently, Particle Static Suspendability:
- Particle Safe Passage (безопасное прохождение частиц) – прохождение частиц кольматанта без закупоривания через кольцевые пространства по всему стволу скважины, учитывая бурильный инструмент, клапанное оборудование (в случае его наличия), производительность насосов и геометрию ствола скважины (открытый и обсаженный ствол);
- Particle Transport Efficiently (эффективный перенос частиц) – эффективность переноса частиц жидкостью-носителем в динамике (отсутствие осаждения или всплытия);
- Particle Static Suspendability (взвешенность частиц в статическом состоянии) – способность нахождения частиц кольматанта во взвешенном состоянии в жидкости-носителе в статическом состоянии (без циркуляции).
Результаты
В апреле 2024 года во время бурения горизонтального ствола скважины диаметром Ø146мм получено осложнение в виде поглощения бурового раствора на углеводородной основе с высокой вероятностью дифференциального прихвата бурильного инструмента, ввиду невозможности и неэффективности дальнейших действий по безаварийному бурению принято решение ликвидировать пробуренный ствол скважины и осуществить зарезку нового ствола.
Подрядчиком по цементированию выполнено несколько операций по установке цементных мостов (УЦМ), в результате которых цементные мосты не были обнаружены на плановой глубине или не обладали достаточными прочностными характеристиками, что в свою очередь не позволяло ликвидировать поглощение и выполнить зарезку нового бокового ствола скважины, общее непроизводительное время, связанное с операциями УЦМ, составило более 25% от нормативных сроков строительства скважины. Исходя из анализа технологии производства работ по УЦМ и геологических условий, вероятными причинами неуспешных работ была выявлена совокупность факторов, отражённых в таблице 1.
С целью ликвидации поглощения и зарезки нового ствола скважины была предложена технология производства работ, предполагающая установку цементных мостов в 2 этапа по 200 м, при этом точка срезки излишков цементного раствора УЦМ первого этапа располагалась на 30 м выше плановой кровли цементного моста, для второго этапа - на 100 м выше плановой кровли. Учитывая интенсивность поглощения - 12 м3/час в составе цементных растворов и буферной жидкости использован разнофракционный кольматант, отдельное внимание было уделено совместимости закачиваемых флюидов (буровой раствор – буферная жидкость).
Основная цель УЦМ первого этапа – ликвидация поглощения и создание опоры для цементного моста второго этапа, который устанавливается для забурки нового ствола и обладает более высокими прочностными характеристиками, поэтому было разработано два разных состава цементных растворов для первого и второго этапов соответственно. Цементный раствор первого этапа обладал более высокими реологическими характеристиками (ПВ 114 сПз, ДНС 18 Па) и водоотдачей (198 мл/30мин), цементный раствор второго этапа – с более низкими реологическим характеристиками (ПВ 66 сПз, ДНС 17 Па) и низкой водоотдачей (84 мл/30мин).
Успешность операций по цементированию скважин и установке цементных мостов во многом зависят от эффективности вытеснения и замещения бурового раствора цементным. При взаимодействии цементного раствора с буровым раствором нарушается технология цементирования, изменяются сроки загустевания цементного раствора и процесс гидратации/твердения цемента (ухудшается тенденция набора прочности), наиболее активно данные эффекты прослеживаются для буровых растворов на углеводородной основе (РУО) или на синтетической основе (РСО). Загрязнённый таким буровым раствором цементный раствор может не набрать прочность, т.к. происходит ингибирование процессов гидратации. Для очистки поверхности стенок скважины, эффективного разделения бурового и цементного растворов, а также минимизации факторов, описанных выше, используют буферную жидкость в достаточном объёме, согласно лучшим практикам ООО «БурСервис» и ЛНД ПАО «НК «Роснефть».
При работе с РУО или РСО в буферные жидкости вводятся специальные поверхностно активные вещества (ПАВ), которые снижают краевые углы смачивания и межфазное натяжение воды на границе раздела сред, переводя РУО (РСО) в гидрофильное состояние и улучшая отмывающую способность буферной жидкости для более эффективного удаления корки бурового раствора с поверхности ствола скважины и пленки бурового раствора с бурильного инструмента [8]. С целью подбора состава буферной жидкости была использована система ПАВ из комбинации маслорастворимого Dual Flush A и водорастворимого Dual Flush B. На рисунке 4 приведено сравнение кривых титрования для трёх рецептур буферной жидкости с вариативной концентрацией ПАВ, базовая линия электропроводности буферной жидкости составляет 175 Hn, так буферные жидкости «2» и «3» более эффективные, чем «4», т.к. объём буферной жидкости, необходимый для достижения 175 Hn, меньше. Разница в конечных объёмах буферных жидкостей рецептур «2» и «3» практически отсутствует, в связи с чем для работы была выбрана рецептура 3, исходя из критерия оптимизации стоимости работ без потери качества работ.
Наиболее оптимальным способом для борьбы с поглощениями является использование кольматантов, которые подразделяются на волокнистые, хлопьевидные и гранулированные. Основные риски при использовании кольматантов во время цементирования: закупоривание ствола скважины и/или инструмента по причине всплытия или оседания кольматанта, а также сокращение времени загустевания цементного раствора из-за уменьшения водотвердого отношения (В/Т), т.к. кольматант своей удельной поверхностью удерживает часть воды дисперсной системы. В процессе анализа интенсивности поглощения (12 м3/ч) и возможных осложнений принято решение использовать в качестве кольматанта разнофракционный, высокоэффективный материал совместимый со всеми цементными и буферными системами ООО «БурСервис» (рисунок 5).
Оценка эффективности кольматации выполнена на приборе для измерения закупоривающей способности частиц - PPA 5000 (Fann), результаты тестирования показали высокую эффективность разнофракционного кольматанта при концентрации 30 кг/м3, а именно:
- буферная жидкость с данной концентрацией полностью закупорила слот диск 1000 мкм. Фильтрация за 30 минут составила 15 мл, количество качков насоса составило 19 раз. Фото слот диска до и после теста представлены на рисунке 6;
- цементный раствор с данной концентрацией полностью закупорил слот диск 1000 мкм. Фильтрация за 30 минут составила 9 мл, количество качков насоса составило 14 раз.
На рисунке 7 приведены результаты моделирования в программном обеспечении (модуль оценки безопасной концентрации кольматанта) ООО «БурСервис», ключевые критерии безаварийности работы (Particle Safe Passage, Particle Transport Efficiently, Particle Static Suspendability) отмечены зелёным, что означает возможность безопасного применения кольматанта в заданной концентрации, вероятность закупоривания кольцевых каналов отсутствует.
В результате проведения серии экспериментов и моделирования доказано, что концентрация разнофракционного кольматанта 30 кг/м3 в буферной жидкости и в цементном растворе позволяет безаварийно выполнить работу по УЦМ. К примеру (рисунок 8), при концентрации разнофракционного кольматанта 60 кг/м3 в буферной жидкости результаты моделирования в программном обеспечении (модуль оценки безопасной концентрации кольматанта) ООО «БурСервис» показывают, что существует вероятность закупоривания кольцевых каналов, ключевой критерии безаварийности работы Particle Safe Passage отмечен красным цветом.
В процессе подготовки к работе оценена реологическая иерархия технологических жидкостей, одним из ключевые решений является соблюдение реологической иерархии на всех возможных режимах закачки, плотностная иерархия также соблюдена: плотность РУО - 1.10 г/см3, плотность буферной жидкости – 1.30 г/см3, плотность цементного раствора - 1.90 г/см3.
В процессе подготовки к работе по УЦМ были проверены и оценены технические акты и программы, выполненных ранее неуспешных работ по УЦМ, исходя из чего определено: 1) коэффициент кавернозности 1.5, предоставленный Заказчиком, близок к фактическому; 2) расчёт объёма продавочной жидкости осуществлялся методом на баланс с задавкой в пласт.
Технологии установки цементных мостов в основном можно разделить по методам расчёта объёма продавочной жидкости, существует два метода: 1) метод баланса на подошве цементного моста (классический метод) – при расчёте объёма продавочной жидкости учитывается нахождение бурильного инструмента на подошве цементного моста. (рисунок 9 А); 2) метод баланса на кровле цементного моста (усовершенствованный метод) – при расчёте объёма продавочной жидкости учитывается нахождение бурильного инструмента на кровле цементного моста при подъёме инструмента (рисунок 9 Б).
Основное различие данных методов - это отличие в объёме продавки (буферная жидкость+буровой раствор), так для усовершенствованного метода (рисунок 9. Б) объем меньше, чем для классического метода (рисунок 9.А). В результате при использовании усовершенствованного метода при подъёме бурового инструмента зона смешения цементного раствора с буферной жидкостью и буровым раствором меньше. В связи с этим все моделирования и расчёты выполнены с учётом указанного метода.
Согласно ЛНД ПАО «НК «Роснефть», буферная жидкость должна обеспечивать заполнение не менее 150 м кольцевого пространства. В соответствии с наилучшими практиками ООО «БурСервис», объём буферной жидкости определяется исходя из обеспечения времени контакта со стенкой скважины в открытом стволе не менее 10 минут и интервала заполнения в открытом стволе не менее 300 м. После подбора дизайна буферной жидкости с ПАВ выполнены двухмерное и трехмерное гидравлические моделирования для определения зоны смешения на кровле цементного моста. Расчёт объёмов буферной жидкости с учётом конструкции скважины показал, что для заполнения 150 м кольцевого пространства необходимо 2.7 м3, для 300 м - 4.4 м3.
На рис. 10 представлены результаты двухмерного гидравлического моделирования расположения технологических жидкостей в конце процесса цементирования для двух различных объёмов буферной жидкости, соответствующих интервалам (мощности) открытого ствола 150 м и 300 м.
На рисунке 11 и в таблице 2 приведены результаты трехмерного гидравлического моделирования зон смешения для двух различных объёмов буферной жидкости, соответствующих интервалам открытого ствола 150 м и 300 м.
Можем видеть, что для объёма буферной жидкости 4.4 м3, соответствующего 300 м открытого ствола, полностью отсутствует смешение бурового и цементного раствора.
На рисунке 12 приведены графики набора прочности цементного камня
Из рисунка 13 видно, что в случае, использования пачки буферной жидкости мощностью 150 м, зона смешения жидкостей на кровле цементного моста (буровой раствор 5.7%, буферная жидкость 15.0%, цементный раствор 79.3%) набирает прочность на сжатие - 2.8 МПа (411 PSI) за 24 часа, что недостаточно для срезки и забурки нового бокового ствола. Прочность цементного камня должна быть близкой или превышать прочность разбуриваемых пород (не менее 14.5 МПа/2103 PSI по данным ГТН Недропользователя), а в случае использования пачки буферной жидкости мощностью 300 м, зона смешения жидкостей на кровле цементного моста (буферная жидкость 12.8%, цементный раствор 87.2%) набирает прочность на сжатие 22.4 МПа за 24 часа (3250 PSI), что превышает минимально необходимую прочность в 14.5 МПа (2103 PSI) для успешной срезки и бурения нового ствола скважины. Из полученных данных следует, что мощность пачки реологической буферной жидкости в 300 м достаточно для предотвращения смешивания бурового раствора с цементным.
Заключение
При разработке технологии для установки цементных мостов для конкретных горно-геологических условий применён комплексный инженерный подход, разработаны эффективные составы буферной жидкости и цементных растворов с содержанием кольматанта, рассчитаны необходимые объёмы технологических жидкостей. На основе полученных данных штатно выполнена работа по УЦМ в 2 тапа. Кровля цементного моста обнаружена на плановой глубине. Режимы разбуривания цементного камня и зарезки бокового ствола составили литраж Q=14 л/с, Р = 85-95 атм., G= 3-5 т, N=60-80 об/мин, М=2.6 – 4.8 кН*м.
Применение комплексного инженерного подхода позволяет повысить эффективность технологии ликвидации поглощения бурового раствора и успешность установки опорного цементного моста под зарезку бокового ствола в Надым-Пурской области Западной Сибири.
Литература
1. Конторович А.Э., Ершов С.В., Казаненков Ю.Н и др. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде // Геология и геофизика. 2014. Т. 55, № 5–6. С. 745–776. https://doi.org/10.15372/GiG20140504.
2. Касаткин В.В., Светлов К.В., Миропольцев К.Ф., Шилов Ю.И. Корреляция пластов континентального генезиса на примере покурской свиты Берегового месторождения // Актуальные проблемы нефти и газа. 2021. Вып. 4(35). С. 13–20. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2021-35.art2.
3. Песков М.А., Горбунов П.А., Мусатов И.В., Сахипова Ж.А., Архипов А.В., Мошков А.М., Дорохов А.Р. Детализация геологического строения залежи пласта ПК1 Пырейного месторождения на основе совместного анализа сейсмических данных и данных разработки // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 8. С. 26–31. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-8-26-31
4. Павлов В.А. Влияние геомеханических эффектов при разработке группы пластов на риски бурения, разработки и интенсификации месторождения / В.А. Павлов, Н.А. Павлюков, М.Д. Субботин [и др.].-Нефтяная провинция. – 2022.-№4(32).-С. 112-127. – DOI: https://doi.org/10.25689/NP.2022.4.112-127
5. Субботин, М.Д. Оценка влияния геомеханических эффектов на разработку газовых активов в условиях слабоконсолидированного коллектора / М.Д. Субботин, В.А. Павлов, Д.О. Королев [и др.]. – Газовая промышленность. – 2021. – №7. – С. 60-65
6. Ушивцева, Л. Ф. Геологические риски при вскрытии трещиноватых, кавернозных и высокопористых пород / Л. Ф. Ушивцева // Геология, география и глобальная энергия. – 2021. – № 3(82). – С. 27-32. – DOI 10.21672/2077-6322-2021-82-3-027-032. – EDN SKCMMN
7. Каменских, С. В. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин : учеб. пособие для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки магистратуры «Нефтегазовое дело» / С. В. Каменских [и др.]. – Ухта : УГТУ, 2014. – 231 с
8. Бухарцев, Я. В. Отмывающая способность буферных жидкостей / Я. В. Бухарцев, С. Ф. Комлева // Аллея науки. – 2023. – Т. 1, № 5(80). – С. 492-500. – EDN RKBRCM.
