Технические науки / Отраслевое машиностоение

Д.т.н. Коцкулич Я.С., студент Богославець В.В.

Івано-Франківський національний технічний університет

нафти і газу, Україна

Удосконалення технології розмежування пластів при бурінні свердловин на Рибальському родовищі

З ростом глибин нафтових і газових свердловин підвищуються пластові температури і тиски, внаслідок чого ускладнюються роботи з розмежування пластів у свердловинах.

Аналіз промислового матеріалу по заколонних газонафтоводопроявах (ГНВП) на родовищах Дніпровсько-Донецької западини (ДДз) в процесі закінчування і експлуатації свердловин та літературних джерел [1] свідчить, що тампонажні матеріали, що застосовуються для розмежування пластів, не завжди відповідають пластовим умовам глибоких свердловин і не забезпечують надійну герметичність цементного кільця. Так за останні 20 років майже у 30% свердловин, пробурених на нафтогазових родовищах України, спостерігаються міжпластові перетоки.

Для ліквідації заколонних ГНВП і перетоків витрачаються значні матеріальні затрати. Крім того відновлювальні роботи не завжди ефективні і потребують великих затрат часу.

Аналіз матеріалу ( за матеріалами ЦНДЛ, м. Івано-Франківська ) показує, що при кріпленні обсадних колон на Рибальському родовищі мали місце ряд ускладнень: залишення цементних стаканів, висотою 100 м. і більше; недопідйом тампонажної суспензії до проектної висоти; одностороннє цементування.

Причини ускладнення першого типу: негерметичність зворотних клапанів; передчасне тужавіння тампонажної суспензії; неправильний розрахунок об’єму протискувальної рідини; неправильний облік сумарного об’єму рідини, закачаного у свердловину; пошкодження обсадної колони; пошкодження цементувальних пробок; та інші.

Причини ускладнення другого типу: поглинання тампонажної суспензії; неспрацювання зворотних клапанів; неправильний розрахунок об’єму цементного розчину із-за відсутності вірогідних даних кавернометрії; пошкодження обсадної колони; передчасне тужавіння цементної суспензії; відсутність зчеплення цементного каменю з експлуатаційною колоною нижче місця розташування пристрою для спуску колон секціями.

До причин третього типу відносяться: ексцентричне розміщення колони у свердловині; невідповідність режиму течії цементного розчину в заколонному просторі; невикористання буферних рідин; та інші.

Усунення цих ускладнень можна вирішити шляхом використання полегшених тампонажних матеріалів і тампонажних розчинів, що розширюються при тведінні та технологій їх використання для різних гірничо-геологічних умов нафтогазових свердловин. До таких умов відносять: очікувані пластові тиски і температури, коефіцієнти аномальності пластових тисків, наявність у розрізі поглинаючих пластів, мінералізованих пластових вод тощо.

При зміні температури від 15 до 100°С розроблені уніфіковані цементи тампонажні полегшені стабілізовані (ЦТПС-4 та ЦТПС-5 за ТУ 5734-001-74364232-2006) [2]. Полегшені цементи типу ЦТПС є сумішшю портланд-цемента (ПЦТ) і комплексної полегшувальної добавки (КПД-1), склад якої підібраний з розрахунку приготування стабільних, седиментаційно-стійких тампонажних розчинів з пониженою фільтрацією, що формують при твердінні якісний камінь. Полідисперсні компоненти (КПД-1), незважаючи на високі стабілізуючі можливості, характеризуються також, активною взаємодією з продуктами гідратації портландцемента і забезпечують однорідність структури і низьку проникність цементного каменю, його термо- і корозійну стійкість.

Відповідно до основних фізико-механічних характеристик полегшені розчини на основі ЦТПС-4 та ЦТПС-5 за міцнісними показниками цементного каменя відповідають вимогам ДСТУ Б В.2.7-88-99. [3], які пред’явлені до полегшених цементів типу ПЦТ ІІІ Пол-4-50 (100) і ПЦТ ІІІ Пол-5-50 (100).

Як розширюючу добавку в складі тампонажних розчинів на основі ЦТПС використовують алуніт. Застосування тампонажних розчинів з цією добавкою сприяє реалізації ізолюючих функцій і забезпеченню герметичного розмежу-ванню пластів.

Алуніт (алунітова руда) це гірська порода, достатньо поширена в Централь-ній Азії, Азербайджані, на Уралі і в Закарпатті [4] .Дослідженнями [5] було виявлено,що алуніт,дегідрований при температурі t°=600°С, прискорює тужа-віння цементних композицій . Серія дослідів, проведених з метою вияснення впливу природнього необпаленого звичайного алуніта на розширення цемент-ного розчину і каменю, дала позитивні результати. Об'ємні зміни визначались [5] за допомогою приладу для вивчення набухання грунтів (ПНГ). Встановлено, що чистий цементний розчин не дає розширення і проявляє усадочну деформацію, а обпалений при 600°С алуніт спричиняє розширяючу дію. З добавкою сповільнювача тужавіння проходить у повній мірі.

З метою скорочення терміну тужавіння тампонажних розчинів та інтенсифі-кації набору міцності цементного каменю в ранній період рекомендується добавляти у воду замішування 4-6% (від маси суміші) хлоридів кальція або натрія. З врахуванням необхідної кінцевої міцності більш вагомим є застосуван-ня хлорида натрія, що сприяє отриманню цементного каменю з більш високими міцнісними характеристиками до моменту закінчення ОЗЦ (рис1).

При помірних температурах (від 51 до 100°С) тампонажні розчини на основі ЦТПС-4 та ЦТПС-5 володіють більш високою швидкістю реакції гідратації компонентів та інтенсивністю набору міцності каменю в початковий період твердіння у порівнянні з іншими видами цементів (рис.2).

Рис.1 Міцнісні характеристики цементного каменю з полегшених тампонажних розчинів

Час, год.

Рис.2. Межа міцності каменю на стиск полегшених тампонажних

розчинів (температура 75°С; тиск 36 МПа).

Для регулювання часу загуснення і початку затвердівання полегшених тампонажних розчинів можуть застосовуватися відомі сповільнюючі добавки.

Особливістю полегшених тампонажних розчинів, що розширяються при твердінні, є формування в процесі твердіння безусадочного каменю, міцність зчеплення якого з металом труби через 48 год. при нормальних температурах дорівнює 1,0 МПа, а при помірних – 2,8 МПа. У разі введення розширюючої добавки в ЦТПС спостерігається збільшення міцності контакту цементного каменю з металом труби. Дане зміцнення досягається шляхом оптимального розширення в часі і величині ( не більше 1,5%), що в умовах помірних температур знижує небезпеку руйнування каменю внаслідок розширення. Цементи ЦТПС пройшли промислове випробування при цементуванні обсад-них колон пошуково–розвідувальних свердловин (глибиною до 3700м) на Уренгойському родовищі і показали достатнє зчеплення цементного каменя з породою по всьому інтервалу цементування.

Теоретично доведено можливість підвищення якості розмежування пластів при бурінні свердловин шляхом застосування розширюючої добавки алуніту у тампонажний розчин .

Наступною задачею , що слід вирішити є визначення якісних показників тампонажного розчину експериментальним шляхом.

Ці результати можуть бути покладені в основу моделювання процесу тужа-віння тампонажного розчину, застосовуючи нові підходи та математичні апарати.

Література:

1. Аналіз причин неякісного розмежування пластів в умовах Дніпровсько-Донецької / Р.В. Бандура, О.В. Лужаниця, С.Г. Михайленко [та ін.] / / Розвід-ка та розробка нафтових і газових родовищ.–2003.–№3.– С.127-130.

2. И.И. Белей, Е.Б. Цыпкин, В.В. Вялов, Н.Е. Щербич и др. Специальные там-понажные материалы для цементирования обсадних колонн в скважинах с различными термобарическими условиями / / Бурение и нефть. 2007. №6. С. 18-21.

3. Цементи тампонажні .ДСТУ Б В.2.7– 86-99, ДСТУ Б В.2.7– 87-99, ДСТУ

Б В.2.7– 88-99. Київ, 1999.

4. К.С. Ахмедов , Ф.Л. Глекель , Р.З. Кооп и др. Физико- химические основы использования алунітов / / Ташкент. Фан. 1981.

5. А.Г. Гуджиев , Ф.Л. Глекель, Ш.М. Рахинбаев.Тампонирующие растворы с добавкой алунита. РНТС «Бурение». Вып. 5. ВНИИОЭНГ / / М.,1974.