Сервисные услуги в нефтедобыче включают такие основные виды работ, как сейсмическая разведка, бурение скважин, капитальный ремонт скважин, повышение нефтеотдачи пластов и т.д. Заключительный этап строительства скважин – ее цементирование. Важность качественного цементирования обусловлена тем, что неудачи при его выполнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект.
Стоимость скважин высока, а ущерб от некачественного их крепления может быть еще большим, т.к. процесс цементирования скважин – операция необратимая [1].
Краткосрочность операции цементирования не делает ее менее значимой, хотя может быть причиной недостаточного внимания к ее выполнению. Высокое качество цементирования любых скважин включает два понятия: герметичность обсадной колонны и герметичность цементного кольца за колонной. В обеспечении герметичности скважин одно из центральных мест занимает технология цементирования.
Технологический процесс цементирования определяется геологическими, технологическими и субъективными факторами. При анализе влияния различных факторов на качество цементирования скважин субъективный фактор может не рассматриваться, так как предполагается, что операторы станции контроля цементирования имеют необходимую квалификацию, и нарушений в проведении технологического процесса нет. Существует целый ряд факторов, которые играют свою роль в конечном результате строительства скважины, такие как:
- профиль ствола в азимут каждой его точки;
- расположение, глубина, форма и перемежаемость горных пород;
- состояние бурового раствора, степень его «защемленности», размеры зон «защемленности»;
- возникновение «центров» движения бурового раствора, толщина фильтрационной корки;
- размеры зон смешения бурового и тампонажного растворов, концентрация растворов по сечениям, а также события на границах - у стенок скважины и обсадной колонны и т.д.
Основными факторами являются те, которые обеспечивают контактирование тампонажного раствора с породами и обсадной колонной при наиболее полном вытеснении бурового раствора тампонажным с заданными свойствами и наименьших затратах средств и времени.
Актуальность исследований и разработки рецептур тампонажных растворов, устойчивых к газопрорыву в скважине определяется тем, что после продавливания тампонажного раствора в затрубное пространство он еще длительное время - до превращения в камень – находится в жидком состоянии. Оседающие цементные частицы склонны к агрегированию, что ведет к потере однородности растворами усилению седиментационных процессов. Седиментационная устойчивость тампонажных растворов приводит к увеличению проницаемости и нарушению сплошности цементного камня.
В рассматриваемый период существует перепад между давлением в скважине и пласте. Под воздействием этого перепада свободная жидкость затворения (вода) будет отфильтровываться в пласт. При непрерывном удалении жидкости затворения получается трещиноватый и пористый цементный камень.
Вследствие потери значительного количества воды свойства тампонажного раствора и формирующегося цементного камня существенно меняются. Схватывание и твердение происходит неравномерно. На отдельных участках в интервале цементирования (против проницаемых пород) могут образовываться цементные мосты, на других (против непроницаемых) – оставаться не схватившийся тампонажный раствор с повышенным водосодержанием.
При превышении пластового давления над гидростатическим, газ, поступающий из пласта, вытесняет жидкую фазу из капиллярных пор, выдавливая ее в проницаемые пласты. Вследствие неравномерного цементного раствора газ, проникающий из пласта, заполняет образующиеся поры. В порах, заполненных газом, гидратация приостанавливается из-за нехватки воды. После образования первичной структуры цементного камня по всей высоте столба газ может прорваться на поверхность. Именно этот период наиболее опасен для прорыва газа непосредственно по самому цементному камню.
Более подробное изучение данных процессов возможно при экспериментальном моделировании затрубного пространства. Возможно достаточно большое количество вариантов решения проблемы, рассмотрим некоторые из них на примере Бованенковского НГКМ в районе деятельности филиала «Ухта бурение».
По данным акустической цементометрии качества цементирования обсадных колонн диаметром 245 мм и диаметром 168 мм на месторождении можно отметить следующее. Цементный камень обладает удовлетворительным сцеплением с металлом (контакт «цемент-колонна»), но в тоже время не фиксируются его сцепление с породой (контакт «цемент-порода»).
Это может быть обусловлено близостью свойств цементного камня, в частности его структуры с контактирующей горной породой, т.е. применяемый метод оценки качества цементирования не видит между ними разницы, а также может сказываться и ряд технологических особенностей процесса цементирования скважин: некачественное замещение бурового раствора тампонажным, поведение цементного камня в конкретных геолого-технических условиях: низкий темп набора прочности, усадочные деформации, взаимодействие с фильтрационной коркой и др.
Анализ проектных рецептур применяемых тампонажных составов показывает, что используемые цементы обеспечивают возможность формирования цементного камня, однако отличаются низким темпом формирования прочности цементного камня при снижении температуры твердения и их переходе в отрицательные значения (до -5 °С). Это говорит о том, что подход к выбору тампонажного материала из условия сокращения сроков схватывания при сохранении растекаемости цементного раствора - недостаточно эффективен. Необходим выбор, основанный на гарантированном создании цементного камня с требуемыми характеристиками в заданные сроки после цементирования скважины.
С целью повышения качества строительства скважин на Бованенковском НГКМ проведены промысловые испытания следующих технологий:
- тампонажного раствора на основе сухой смеси ГранЦЕМ-7 с облегчающей и стабилизирующей добавкой плотностью 1700 кг/м3;
- тампонажного цемента для низких положительных и отрицательных температур «CemFrost»;
- цементирование эксплуатационных хвостовиков с вращением по технологии компании TIW.
Несмотря на выполнение проектных решений и планов работ на месторождении остаются нерешенными проблемы по возникновению давлений в процессе бурения и при проведении заключительных работ в межколонном пространстве 245×324 мм, связанные с недостаточным качеством крепления.
Для выявления причин возникновения заколонных перетоков и межколонных давлений (МКД) на газовых скважинах Бованенковского НГКМ проанализирован ряд скважин месторождения, законченных строительством, в период с 2008 года по сегодняшний день.
Сложность и во многом неопределенность горно-геологических условий, а также ряд технологических факторов, влияют на герметичность крепи. Предварительный анализ данных показал, что основными причинами, обуславливающими МКД, явились:
- нарушение герметичности цементного кольца из-за недостаточно высокого качества цемента;
- нарушение целостности крепи при проведении технологических операций в скважине [2];
- особенности геологии Бованенковского НГКМ.
Поинтервальное рассмотрение геологического разреза скважин позволяет выделить следующие интервалы, вызывающие осложнения:
- основной причиной МКД является поступление газа в межколонное пространство из газогидратного пласта на глубине 200-220 м и газонасыщенных пластов Берёзовской свиты;
- бурение и цементирование в пластах и линзах Маресалинской свиты (ПК9-10) и залегающих выше - происходит в условиях нестабильного динамического равновесия «скважина-пласт». При цементировании «хвостовика» из-за поглощения происходит недоподъем цементного раствора до «головы» колонны;
- продуктивный горизонт ТП1-6 залегает на глубине около 1260-1460 м, ТП7-11 на 1460-1500 м;
- по данным ГИС, помимо эксплуатационных, выявлен еще ряд газоносных и водяных пластов, которые не отмечены в проектном разрезе, но которые влияют на возникновение МКД.
Проведены комплексные исследования по определению причин возникновения Рмк, Ртр и Рзатр, в т.ч.:
- обследования устьев и отбор проб газа из межколонного пространства скважин (скв. 2501, 2502, 2503, 2504, 4100, 4101, 3300, 3301, 3302, 3303, 3304, 3305, 3401, 3402, 3403, 3404, 3405);
- химический анализ проб газа (проведение изотопного анализа газа из межколонного пространства скважин Бованенковского НГКМ представляется необходимым для разработки комплекса мероприятий по предотвращению и ликвидации МКД).
Сравнительный анализ компонентного состава газа по данным ИТЦ ООО «Газпром добыча Надым» (проектные показатели) и отобранных проб газа из межколонного пространства скважин БНГКМ показал что, компонентный химический состав природного газа, отобранный на скважинах наиболее близок к составу природному газу сеноманской газовой залежи.
Исследованиями, проведенными на месторождении ООО «ГазпромВНИИГАЗ» и ООО НТФ «Криос», установлено широкое распространение в кролитозоне и в подмерзлотном, надпродуктивном разрезе газовых и газогидратных скоплений. Особенно часто они встречаются в отложених ямальской серии четвертичного возраста на глубинах 40-130 м. Кроме того, газопроявления были встречены в отложениях казанцевской свиты (на глубинах 20-40 м) и у подошвы мерзлой толщи палеогеновых отложениях (на глубине 180-220 м).
На ряде участков в разрезе ММП отмечено наличие линз высокоминерализованных межмерзлотных (внутримерзлотных) вод (криопэгов), преимущественно хлоридно-натриевого состава. Внутримерзлотный газ в разрезе ММП Бованенковского НГКМ может находиться как в свободной, так и в газогидратной формах. Газовые гидраты в разрезе криолитозоны являются нестабильными реликтовыми соединениями, залегающими заведомо выше кровли современной зоны стабильности гидратов метана. Их наличие допускает возможность газопроявлений не только при встрече внутримерзлотных скоплений свободного газа, но и при разложении внутримерзлотных газогидратов при растеплении многолетнемерзлого разреза в процессе бурения и эксплуатации скважин.
Кроме наличия в толще ММП сингенетических газов, на севере месторождения, возможно, существование техногенных залежей подмерзлотного и межмерзлотного газа.
О поступлении газа из мерзлой толщи и подмерзлотного разреза в межколонное пространство скважин свидетельствует относительно невысокие межколонные давления на большинстве скважин (1-4 МПа), а так же его компонентный состав.
Ппрактически во всех скважинах Бованенковского НГКМ, законченных бурением, зафиксировано наличие межколонных и/или внутриколонных давлений.
На большинстве построенных скважин МКД появляются на ранних стадиях, т.е. имеется негерметичность, преимущественно возникающая после цементирования скважин уже на начальных стадиях жизни скважины. В связи, с чем особое внимание должно быть уделено обеспечению герметичности кондуктора и цементного кольца за ним, поскольку в большинстве случаев с этим связано возникновение МКД.
Вероятность нарушения герметичности крепи так же усугубляется при проведении технологических операций в скважине. Поскольку цементный камень является наиболее слабым звеном в крепи скважины, то именно плохая работа цементного камня на растяжение и изгиб, его низкая деформативность и низкая удароустойчивость чаще всего становятся причиной миграции флюидов на поверхность.
Для предотвращения газопроявлений при цементировании обсадных колонн протестированы рецептуры тампонажных растворов с повышенной герметизирующей способностью [3] на базе лабораторий Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Использован экспериментальный стенд, позволяющий:
- исследовать процесс герметизации заколонного пространства на модели вертикальной и наклонно-направленной скважины;
- собрать модель любой длины с подачи под давлением пластового флюида (газ, жидкость) в любом месте затрубного пространства и контроля давлений на любом участке секции;
- получить искусственные каналы и трещины в цементном камне;
- изменить состояние контакта цементного камня с обсадной колонной;
- оценить возможность и эффективность применения композиции для их изоляции.
Стенд, внешний вид которого представлен на рисунке 1, позволяющий исследовать процесс герметизации заколонного пространства в первой приближенной модели цементного кольца в заколонном пространстве, состоит из соединенных между собой муфтами отрезков насосно-компрессорных труб.
После приготовления тампонажного раствора и подбора длины модели ствола проводилась закачка его в секции труб установки с последующим ОЗЦ продолжительностью 24 часа. Затем к нижнему отводу 7 подводился газ, и создавалось избыточное давление с записью показаний манометров 1, 2, 3, 4, характеризующих прорыв газа по времени на всю длину секции.
На начальном этапе изучены герметизирующие способности портландцементного камня без добавок. Результаты оценки герметичности камня приведены в таблице 1.
Проведенный эксперимент показал, что герметизирующая способность цементного камня невелика. Графически полученные результаты выглядят следующим образом (рис. 2).
Стоит отметить, что после механического воздействия на установку цементный камень достаточно быстро начал пропускать давление, что объясняется низкой удароустойчивостью цементной крепи. Для увеличения удароустойчивости цементного камня рекомендуется применять дисперсное армирование волокнистой арматурой.
Одним из вариантов может быть добавление в цементный раствор базальтовой фибры.
Базальтовая фибра представляет собой короткие отрезки базальтового волокна предназначенные для дисперсного армирования вяжущих смесей, типа бетона в строительстве (рис. 3).
Диаметр волокна от 20 мкм до 500 мкм. Базальтовая фибра производится из расплава горных пород типа базальта.
Результаты оценки герметичности портландцементного камня с добавлением 0,5% и 1% базальтовой фибры представлены в таблице 1, из которой видно, что добавление 0,5% базальтовой фибры повысило удароустойчивость цементного камня (рис. 4). Также была замечена гидратация цементного камня после 48 и 72 часов ОЗЦ.
Добавление более 0,5% фибры хоть и повышает устойчивость цементного камня к механическим нагрузкам, но заметно ухудшает прокачиваемость раствора (рис. 5).
Результаты экспериментов показали, что добавка фибры повышает сопротивление цементного камня газопрорыву даже после внешних воздействий, имитирующих работу инструмента при углублении скважины.
Стоит отметить, что с увеличением концентрации фибры скорость нарастания давления при прохождении газа при перепаде давления 1,75 МПа/м через цементный камень, полученный из раствора с В/Ц=0,5, через 24 часа ОЗЦ, составила для камня из чистого цемента 0,6 МПа/м·час. Для камня из цемента с добавкой 0,5% базальтовой фибры - 0,48 МПа/м·час, а для камня из цемента с добавкой 1,0% фибры - 0,40 МПа/м·час.
Когда через 24 часа зацементированная колонна подверглась внешнему механическому воздействию скорость нарастания давления при миграции газа, при тех же условиях составила: 1,12; 0,48 и 0,41 МПа/м·час соответственно.
Повторное механическое воздействие через следующие 24 часа показало, что скорость нарастания давления при миграции газа, при тех же условиях составила: 1,3; 0,47 и 0,39 МПа/м·час соответственно.
Полученные результаты свидетельствуют о том, что добавка базальтовой фибры в цемент привела к снижению начальной газопроницаемости крепи скважины, а также снизила уязвимость крепи скважины к механическим воздействиям. При этом повторное механическое воздействие не привело к дополнительному нарушению герметичности крепи, что может свидетельствовать и о некотором эффекте «самозалечивания» цементного камня.
Получение положительного эффекта связано с несколькими факторами: во-первых, повышается удароустойчивость цементного камня (удельная ударная вязкость); во-вторых, фибра снижает проницаемость цементного камня; в-третьих, возможно, возрастает степень адгезии цементного камня к металлу.
Подводя итоги, следует отметить, что для предотвращения прорыва газа через зацементированное пространство применяемый тампонажный цемент должен обеспечивать непроницаемый цементный камень, не более чем через 1-2 часа после окончания цементажа.
В рамках подбора рецептуры тампонажного раствора с повышенной герметизирующей способностью проведена серия опытов по изучению возможности использовании утилизированного бурового шлама в качестве добавки к портландцементу. А именно, рассматривался капсулированный буровой шлам, получаемый ООО СЦ «СБМ» на БНГКМ. Для исследования выбрано несколько рецептур цементных составов в различных пропорциях, в т.ч. с применением дезинтеграторной обработки.
Рассматриваемые цементные составы на основе портландцемента и капсулированных буровых шламов:
• 95% масс.цемент+5% масс.капсулят;
• 90% масс.цемент+10% масс.капсулят;
• 85% масс.цемент+15% масс.капсулят;
• те же составы, но смесь пропускается через дезинтегратор.
Можно отметить, что добавление капсулированного бурового шлама в цемент повышает его прочность на сжатие в среднем на 15-35%, позволяет сократить расход цемента и значительно снизить негативное воздействие буровых шламов на окружающую среду, а также снижает отрицательные последствия межколонных давлений, при этом качество крепления увеличивается, вследствие чего увеличивается межремонтный период скважины.
Выводы
Удароустойчивость цементного камня играет важную роль в создании надежной крепи.
При добавление армирующих добавок, повышается сопротивление газопрорыву при внешних воздействиях, имитирующих работу инструмента при углублении скважины.
Разработанная установка и методика позволяют оптимизировать рецептуру тампонажных растворов, направленных на предупреждение МКД.
Комплексное применение мероприятий позволяет предупредить МКД в процессе первичного цементирования скважин, выявлять причины и ликвидировать МКД в эксплуатационном фонде скважин.
Стоит добавить, что качество цементирования скважин определяется каждым из этапов строительства скважины, т.е. каждый предыдущий этап отвечает за возможность выполнения следующего этапа с требуемым качеством. Поэтому, например, ошибки, допущенные при выборе бурового раствора и управлении его свойствами, в значительной степени затрудняют выполнение процесса цементирования с требуемым качеством.
Это говорит о том, что при анализе качества цементирования скважин и выборе технических решений для их цементирования необходимо учитывать свойства технических жидкостей, использовавшихся ранее, их поведения в скважинных условиях, состояние ствола скважины. При анализе факторов, способствующих проявлению межколонных давлений необходимо также учитывать и герметичность резьбовых соединений, уплотнений колонных головок. Поэтому утверждать только о неэффективности используемых технологий цементирования и применяемых тампонажных составов и придавать им статус ответственных за появление межколонных давлений в скважинах, является инженерно недопустимым.
Литература
1. Кузнецов В.Г., Овчинников В.П., Фролов А.А., Кучерюк В.И., Сорокин В.Ф., Иванов С.И. Напряженно-деформированное состояние крепи скважин в криолитозоне: Учеб.пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 154 с.
2. Фаттахов З.М. Причины возникновения межколонных давлений в скважинах Астраханского ГКМ. ОИ. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин. – М.: ООО «ИРЦ Газпром». – 2003. - 46 с.
3. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин//П.П. Макаренко и др. //Газовая промышленность. – 1995. - № 10.
