Повышение качества крепи скважин в осложненных условиях Р

технологии
IMPROVING THE QUALITY OF WELL SUPPORT in complicated
conditions of P-C USINSK DEPOSIT
I. VASILENKO, Ltd. BSK RINACO, V. SENATOROV, LUKOIL-Komi
The modern concept of the device oil and gas industry is based on research-use autosorsing.
Keywords: construction of wells, the quality of lining wells, autosorsing, oil and commercial services
К
И.Р. ВАСИЛЕНКО,
к.т.н., начальник Департамента
качества строительства и
эксплуатации скважин
ООО БСК «РИНАКО»
vasilenko@bsk-rinako.ru
В.В. СЕНАТОВ,
начальник управления
по бурению
ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ»
Современная
концепция устройства
нефтегазовой
промышленности
основана на
использовании
аутосорсинга, т. е.
заимствования
ресурсов извне
от компаний, для
которых данный
вид деятельности
является
приоритетным.
32
конструкции скважины в части
надежности, технологичности и
безопасности правила безопасности (ПБ)
[1] предъявляют следующие требования
(п.2.3.1):
• максимально возможного использования пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации;
• применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов
повышения нефтеотдачи пластов;
• условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочности и
долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;
• выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться
с учетом следующих требований (п. 2.7.4.7):
цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен
быть коррозионностойким к этим средам.
При выполнении этих требований в конкретных геологических условиях не всегда
удается обеспечить требования из-за отсутствия необходимых технических решений. Например, при разработке Р-С залежи аномально высокой вязкой нефти Усинского
месторождения наблюдаются: интенсивные
поглощения промывочной жидкости в продуктивных пластах с интенсивностью более
500 – 800 м3/сут, микробиологическая коррозия подземного оборудования, появление
биологического сероводорода в добываемой
продукции. Разработка залежи выполняется
с применением паротеплового воздействия
на пласт. В условиях воздействия пара вблизи продуктивного пласта пластовая температура составляет 25 – 320оС, т. е. условия проведения тампонажных работ крайне аномальные [2, 3, 4].
Перепады давления и высокой температуры приводят к быстрому нарушению герметичности крепи в процессе эксплуатации
скважин. В условиях Р-С залежи Усинского
месторождения (Рпл=6,0 – 12,0 МПа на глубине 1200 – 1300 м) в идеальном случае плотность изолирующего материала должна быть
порядка 0,8 – 1,2 г/см3. Но таких тампонирую-
щих материалов низкой плотности, обладающих и высокой прочностью, и коррозионной
устойчивостью, и термостойкостью, и технологичностью, и экономичностью, нет.
Создание крепи, и особенно в паронагнетательных скважинах, в т. ч. горизонтальных,
в условиях значительных поглощений промывочной жидкости и изолирующих составов
представляет серьезную техническую задачу [2, 5, 6].
Нами, применительно к условиям Р-С залежи Усинского месторождения, разрабатывается и адаптируется «пеноцементная технология». Технология основана на уникальных
свойствах тампонажной смеси «КАРБОНБИО» быть и легкой, и термостойкой, и биостойкой. Основные результаты опубликованы в работах [6, 7].
На рис. 1 показаны образцы цементного
камня при проведении исследовательских
работ рецептур 1 – 4 после 10 циклов термического воздействия (с 20оС до 320оС).
Как видно из рис. 1, образцы 3 – 4 полностью разрушаются от термического воздействия, а разрабатываемая нами рецеп-
Рис. 1. Образцы 1 – 4 цементного камня ∅18 мм
после 10 циклов (с 20оС до 320оС) термического
воздействия, где рецептуры
1 – 2 – предлагаемые к внедрению
и разрабатываемые, 3 – 4 – проектные
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 12/2010
УДК 622.245.6
Повышение качества крепи скважин
в осложненных условиях р-с залежи
Усинского месторождения
Рис. 2. Изучение моделей горизонтальных скважин:
в модели с пеноцементным камнем седиментационного канала
по верхней образующей нет
Вертикальные трещины
Фото стеклянной
модели (Пеноцемент.
Дефектов нет)
Рыхлые породы
Фото стеклянной модели.
(«Чистый» цемент. Канал
по верхней образующей)
Горизонтальные трещины
технологии
тура 1 – 2 тампонажного материала для пеноцементной
технологии является работоспособной.
Безусловно, полностью смоделировать скважинные условия работы крепи скважины невозможно, но методы
Рис. 3. Внешний вид керна, отобранного в интервале
оценки тампонажного камня на термическую устойчивость
катастрофических поглощений (1350,0 – 1360,0 м) в
(трещиностойкость) в лабораторных условиях позволяет репродуктивном пласте при бурении скв. 7 Оценочная на Р-С залежи
комендовать данную рецептуру к внедрению.
Усинского месторождения (Коми). Июль 2010 г. Вынос керна 100%
На рис. 2 видно, что в горизонтальной стеклянной модели
крепи скважины дефектов практически нет. Плотность там- смеси «КАРБОН-БИО». В осреднитель УСО добавлялся пепонажного раствора из смеси «КАРБОН-БИО» 0,8 – 1,2 г/см3. нообразователь и пластификатор по расчету. В качестве
Требования ПБ о создании высокопрочной крепи в усло- буферных жидкостей применили 32 м3 аэрированной технивиях повышенной трещиноватости пласта практически ческой воды и 70 м3 бурового раствора с ПАВом. В качестве
бессмысленны. На фото (рис. 3) показан керн из продук- продавочной жидкости применили 62 м3 аэрированного бутивного пласта Р-С залежи Усинского месторождения. Ин- рового раствора. В работе были компрессоры: 1 шт. СД-9/102
тенсивность поглощения при бурении – более 1000 м3/сут на и 2 шт. УКС-400. Рабочее давление составляло 35 – 40 атм.,
технической воде. Видны практически все виды трещин.
давление «стоп» составило 112 атм.
Более детальное изучение микросканером FMI в продукПо результатам цементирования плотный контакт с поротивных отложениях горизонтальной части ствола скважины дой наблюдался по всей длине горизонтальной части ствола
2ГС показало наличие более 730 проводящих трещин в при- скважины. С колонной контакт был несколько хуже, но это
скважинной зоне с различным азимутом.
вполне логично объясняется наличием оптоволоконного каОдним из важнейших и необходимых технических ре- беля, прижатого к обсадной колонне.
шений при подготовке к операции цементирования являРезультаты измерения зацементированной эксплуатациется выбор буферной жидкости. В условиях высоких пог- онной колонны скважины 2ГС акустическим имеджером
лощений в продуктивном пласте мы осUSIT (рис. 5) показали «уход» части тампонажнотановились на гидрофобной буферной
го раствора в зоне геологического разлома.
жидкости «РИНАКО». Жидкость легко
В развитие данного подхода к цементироваразводится в воде, остается стабильной
нию скважин в условиях интенсивных поглощеболее 24 часов во вспененном состоянии
ний приводим результаты цементирования сквапри плотности 0,4 – 0,6 г/см3. При необходимости может быть добавлен сшиваВыход циркуляции при закачке
тель полимерной составляющей раствобуферного раствора
ра, что делает раствор резиноподобным
через 2 – 3 часа. Это позволяет насытить
прискважинную зону гидрофобной жидкостью и добиться, как минимум, частичной циркуляции.
В качестве примера приведем ход основных работ по цементированию комбинированной эксплуатационной 244,48Ч177,8 колонны совместно с оптоволоконным кабелем компании «Бейкер Хьюз»
на скважине 4-ГС Усинского месторождения. Колонна была спущена на глубину 2106,3 м при забое
2120 м (по вертикали 1241 м). Работы производились 10 – 14 августа 2009 г. в условиях полного поглощения промывочной жидкости.
При восстановлении циркуляции было закачано 736 м3 технологических жидкостей на основе
вспененного бурового раствора и буферной смеси
«РИНАКО». На устье вышло 3 пачки нефтесодерРис. 4. Расстановка специальной техники при цементировании
жащей жидкости при рабочих давлениях закачки
эксплуатационной колонны (245 Х178 мм) на скважине 2ГС Р-С залежи
от 0 до 90 атм. Т. е. стало происходить насыщение
Усинского месторождения в условиях полного поглощения. Статический
прискважинной зоны пенным составом. В режиме
уровень в скважине 350 м. При закачке буферного раствора «РИНАКО»
цементирования было закачано 55 т тампонажной
появилась частичная циркуляция (фото слева)
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 12/2010
33
технологии
Рис. 5. Данные измерения зацементированной
эксплуатационной колонны скважины 2ГС
акустическим имеджером USIT. Виден «уход» части
тампонажного раствора в зоне геологического разлома
жины 7 Оценочная Р-С залежи Усинского месторождения.
Бурение проводилось на технической воде без выхода циркуляции. Состояние скважины было следующее:
– Закачка ВУРов, ввод наполнителей при бурении к положительным результатам не привели;
– Уровень промывочной жидкости в скважине 200м;
– В верхней части ствола скважины находится «плавающая» пачка нефти;
– С глубины 1311 м возникло поглощение промывочной
жидкости при отборе керна. Статический уровень в затрубном пространстве изменялся от 80 до 230 м. Бурение с отбором керна до глубины 1499 м производилось без выхода циркуляции;
– По данным геофизических исследований коэффициент
кавернозности в открытом стволе 1231 – 1500 м составляет
Ккав=4,17. Испытание пластов в открытом стволе с такой кавернозностью невозможно.
Подготовку к цементированию начали при шаблонировке ствола скважины перед спуском 168 мм эксплуатационной колонны. Схема обработки прискважинной зоны: насыщение вспененным гидрофобным буферным раствором
«РИНАКО» до появления циркуляции. На «забое» перед
последним подъемом инструмента было оставлено 7 м3 буферного раствора со сшивателем. После спуска колонны
до глубины 1448 м произвели восстановление частичной
циркуляции с применением гидрофобной вспененной смеси «РИНАКО». В режиме цементирования закачали 45 т
тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» с параллельной работой компрессором СД-9/101 в расчетном режиме: создание
плотности тампонажного раствора в пластовых условиях
0,5 – 1,4 г/см3. Рабочее давление при продавке аэрированным буровым раствором составляло 50 атм, давление
«стоп» 125 атм.
Результатом работ явилось поднятие цемента в одну
ступень на высоту 238 м! и создание плотного контакта
между породой и цементным камнем (при коэффициенте
кавернозности 4,17!), что свидетельствует о хорошей вытесняющей способности пенных буферных и цементных
растворов.
Режим работы скважины при эксплуатации приведен на
рис. 6. Дебит по нефти составляет порядка 120 т/сут с обводненностью 20 – 30%, что является хорошим результатом в
34
Рис. 6. Режим работы оценочной скважины №7
после запуска в работу
развитие разработки высоковязких нефтей Р-С залежи
Усинского месторождения.
Одним из факторов успешной работы скважины явилось
предотвращение загрязнения высокопроницаемых продуктивных пластов цементным раствором за счет пенной закупорки прискважинной зоны гидрофобной пенной жидкостью
«РИНАКО». При запуске в работу это только способствует
притоку нефти к интервалу перфорации.
Таким образом, использование аутосорсинга, т. е. заимствование научно-технических ресурсов извне, от компаний, для которых данный вид деятельности является
приоритетным, в данном случае является позитивным моментом при организации и проведении промысловых работ [8].
Выводы и предложения
1. Конструкция скважины должна разрабатываться, эксплуатироваться и ремонтироваться с учетом воздействия
на нее не только физических нагрузок, но и комплексной
коррозии, развивающейся в процессе разработки месторождения.
2. Метод «пеноцементной технологии» на основе тампонажной смеси «КАРБОН-БИО», гидрофобных буферных составов «РИНАКО» является одним из основных технических
решений при повышении надежности крепи скважин в условиях поглощений и повышенной кавернозности.
3. Дальнейшее совершенствование существующих методик, технологий и технических решений возможно только на
основе изучения факторов, приводящих к снижению надежности на каждом этапе жизненного цикла скважин разрабатываемого месторождения нефти.
Литература
1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.03 №56.
2. Василенко И.Р. Особенности технологии крепления
эксплуатационных колонн на многопластовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 2002. 25 с.
3. Василенко И.Р. Повышение качества надежности
крепи при бурении и капитальном ремонте скважин в условиях вероятной биокоррозии на нефтяных месторождениях//Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта
скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2003 год. М.: ОАО «ЛУКОЙЛ»,
2004. С. 234 – 238.
4. Василенко И.Р., Кузьмин Б.А., Дяченко А.И. Чертенков
М.В. Восстановление герметичности крепи скважин в условиях поглощений на Усинском месторождении // Нефтяное
хозяйство. 2006. № 5. С. 74 – 76.
5. Василенко И.Р., Кузьмин Б.А., Гришко В.И., Чертенков
М.В. Защита НКТ в скважинах Р-С залежи Усинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2006. № 6. С. 12 – 14.
6. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра, 1990. 409 с.
7. Булатов А.И., Видовский А.Л. и др. Изменение градиента давления прорыва воды на контакте цементный камень
– обсадная колонна при использовании расширяющегося цемента // Совершенствование технологий крепления скважин
и разработка новых тампонажных материалов. Краснодар:
ВНИИКРнефть, 1988. С. 48.
8. Балаба В.И., Василенко И.Р., Владимиров А.И., Гарин Ю.Р.,
Кершенбаум В.Я. Промышленная безопасность строительства и реконструкции скважин: научное издание / Под редакцией А.И. Владимирова, В.Я. Кершенбаума. М.: МФ «Национальный институт нефти и газа», 2006. 456 с.
Ключевые слова: конструкция скважин, качество крепи скважин, аутосорсинг, нефтепромысловые услуги
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 12/2010