3 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Применение расширяющихся тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ПАО «Газпром Нефть»

Применение расширяющихся тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ПАО «Газпром Нефть»

Причинами обводнения скважинной продукции при эксплуатации нефтяных скважин становятся негерметичность эксплуатационной колонны (НЭК), заколонная циркуляция (ЗКЦ), прорыв нагнетаемой воды по наиболее проницаемым пропласткам При этом проведение работ (РИР) часто осложняется различными факторами, такими как большой интервал изоляции (при отключении пластов и интервалов негерметичности), отсутствие количественной и качественной оценки доли поступления водопритока из нецелевого интервала, наличие неоднородного цементного камня за эксплуатационной колонной, высокие перепады давления, а также сложная инклинометрия скважины. Все эти факторы влияют на выбор водоизоляционного состава для проведения ремонтных работ.

В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен опыт применения расширяющегося тампонажного материала (РТМ) при проведении РИР в осложненных условиях.

На сегодняшний день существует большое количество составов для РИР. Эффективность каждого состава зависит от пластовых температур, давлений и приемистости интервала изоляции.

Основной объем работ по устранению заколонных перетоков выполняется с применением тампонажных портландцементов, отверждение которых в результате химической реакции минералов с водой сопровождается эффектом контракции, то есть уменьшения абсолютного объема продуктов реакции по сравнению с объемом исходных веществ.

Также при проведении РИР используются различные растворы на основе микроцементов, гелеобразующие и вязкоупругие составы, смолы

С целью повышения качества РИР рабочая группа экспертов Центра «Газпром нефть», проведя предварительное исследование литературы по данному вопросу, приняла решение об испытании расширяющегося тампонажного материала (РТМ) и проведении работ (ОПР) на активах П и СП «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

РАСШИРЯЮЩИЙСЯ ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ (РТМ)

Расширяющийся тампонажный материал — это смесь стандартного портландцемента с расширяющей добавкой, а также различными химическими и минералогическими добавками. В отличие от стандартного цементного раствора РТМ не дает усадки.

Читайте так же:
Емкости под цемент или силос

Есть два основных способа получения РТМ. При первом способе внутри образующейся структуры цементного камня возникает химическое соединение больше исходного, что приводит к «раздвижению» кристаллов твердеющего цемента и, соответственно, к увеличению его объема. Получение РТМ по первому способу осуществляется путем ввода в тампонажный состав различных добавок: хроматного шлама, каустического магнезита, раствора бишофита, хлористого натрия и хлористого кальция, смеси гипса и глиноземистого цемента, сульфата натрия, высококальциевых зол, оксида алюминия, пилиоксихлорида алюминия, негашеной извести, а также смеси оксида и феррита кальция [1].

Второй способ заключается в увеличении объема тампонажного цемента за счет газообразования. В тампонажном составе в результате химической реакции выделяется газ, пузырьки которого равномерно распределяются по объему цементного раствора, вследствие чего увеличивается общий объем тампонажного состава [2].

Для ОПР было принято решение о применении в качестве расширяющей добавки гидроксида кальция Ca(OH)2, или гашеной извести, исходным сырьем для которого служит , образующаяся в результате сжигания твердого топлива на ТЭЦ. По химическому, гранулометрическому и составам во многом идентична природному минеральному сырью, представляющему собой тонкодисперсный материал из частиц размером 3–315 мкм.

Тампонажный материал с добавлением гидроксида кальция после гидратации и размещения в запланированном интервале в заколонном пространстве скважины расширяется в процессе образования структуры цементного камня.

МЕХАНИЗМ РАСШИРЕНИЯ

Твердеющая цементная суспензия представляет собой смесь водной фазы и зерен исходного цемента, а также кристаллов новообразований, формирующих пространственный кристаллический каркас. При добавлении в цемент извести (СаО) происходит ее реакция с водой с образованием кристаллов гидроксида кальция Са(ОН)2 (портландита) призматической вытянутой формы. Последние обладают свойством достаточно быстро увеличиваться в объеме, удлиняясь.

Растущие кристаллы раздвигают другие элементы образующейся структуры, приводя к изменению внешних размеров системы. Поскольку кристаллы Са(ОН)2 (портландит) расположены хаотично, то и свободное расширение системы, не ограниченное внешними факторами, происходит равномерно разнонаправленно. При этом несколько возрастает общая пористость системы.

Читайте так же:
Заливаем полы цементной смесью

Постепенно прочность пространственного каркаса увеличивается, в нем начинают возникать напряжения, создающие в скважинных условиях кристаллизационное давление цементного камня на ограничивающую поверхность. Возникает механическое давление твердеющего цементного камня на обсадную колонну и стенки скважины.

После набора структурой определенной прочности, а также вследствие значительного снижения скорости реакции гидратации СаО, расширение прекращается. Величина механического давления расширения на ограничивающую поверхность в зависимости от степени обжига извести составляет от 0,6 до 0,8 МПа. Эти данные хорошо согласуются с данными по прочности цементного камня в момент, когда расширение прекращается.

Наглядно процесс расширения стандартного портландцемента можно увидеть на микрофотографиях, предоставленных специалистами Группы Компаний «Сервис Крепления Скважин» (рис. 1, 2).

На рис. 1 представлена поровая структура на основе ПЦТ в возрасте 48 часов, на рис. 2 — процесс расширения: вытянутые кристаллы Са(ОН)2 «раздвигают» кристаллы цементного камня (10 ч твердения). На рис. 3 показана микроструктура цементного камня РТМ в возрасте 48 часов. Отчетливо видны крупные кристаллы портландита, заполнившие поровое пространство цементного камня.

УСЛОВИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ОПР

В период с октября 2016 по январь 2017 года на скважинах добывающего фонда филиала проводились ОПР с подтверждением наличия ЗКЦ по результатам геофизических исследований скважин (ГИС). Всего были выполнены пять . По данным ГИС после проведения РИР было подтверждено отсутствие ЗКЦ на всех пяти скважинах.

Работы проводились в скважинах с умеренными температурами (51–100°С), с линейным расширением тампонажного состава от 8 до 13%. Был подобран состав РТМ с оптимальными реологическими параметрами и положительными показателями, простой в приготовлении в полевых условиях в процессе затворения.

ОПР НА СКВАЖИНЕ СУТОРМИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В скважине Суторминского месторождения с перфорацией пласта БС7 в интервалах 2512–2516 и 2524–2528 м по результатам исследований (ПГИ, азотирование) отмечалось поступление воды через верхние перфорационные отверстия с перетоком с глубины 2457,6 м. Мощность непроницаемых интервалов сверху между верхними водоносным пластом и кровлей пласта БС7 составляет 10 м. Гидроразрыв пласта (ГРП) в скважине не проводился.

Читайте так же:
Кто покупает щебень цемент

Цель РИР — ликвидация заколонного перетока сверху (рис. 4).

Подготовка скважины к проведению РИР осуществлялась по следующему алгоритму:

  • спуск и райбирование эксплуатационной колонны (ЭК) в интервале 2400–2470 м под посадку пакера;
  • отсыпка интервала перфорации до глубины 2513 м;
  • опрессовка ЭК;
  • перфорация спецотверстий (СО) в интервале 2512–2513 м;
  • определение приемистости СО закачкой по ЭК;
  • спуск и посадка технологического пакера на глубине 2442 м.

Основные свойства тампонажного раствора приведены в таблице 1.

ПГИ (азотирование) после проведения работ показали отсутствие ЗКЦ. После завершения ремонта скважина была запущена с дебитом нефти 8,1 т/сут и жидкости — 32,0 м³/сут. Дополнительная добыча нефти с момента проведения составила 3,5 тыс. т при продолжительности эффекта 458 суток.

ОПР НА СКВАЖИНЕ ВЕРХНЕСАЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Далее ОПР были произведены на скважине Верхнесалымского месторождения с большим зенитным углом. По результатам трассерных исследований был выявлен заколонный переток вверх до глубины 3508 м и вниз до глубины 3696 м.

В связи с тем, что пласт AС11.2 перфорирован в интервалах 3608–3622 и 3627–3637 м (общая протяженность интервала перфорации составляет 24 метра) возникла необходимость в ликвидации заколонного перетока сверху и снизу.

Мощность непроницаемых интервалов сверху между верхним водоносным пластом и кровлей пласта AС11.2 составляет 16 м. Мощность непроницаемых интервалов снизу между нижним водоносным пластом и подошвой пласта AС11.2 — 5 м. ГРП на скважине не проводился (рис. 5).

Соответственно результатам ГИС работы были выполнены в два этапа по следующему алгоритму:

  • спуск и райбирование ЭК в интервале предполагаемых работ;
  • перфорация СО в интервале 3661–3662 м;
  • посадка на глубине 3657 м;
  • выполнение первого этапа РИР (ликвидация нижнего перетока);
  • ожидание затвердевания цемента, отбивка забоя; • установка на глубине 3598 м;
  • перфорация СО в интервале 3587–3588 м;
  • посадка на глубине 3550 м;
  • выполнение второго этапа РИР (ликвидация верхнего перетока);
  • ожидание затвердевания цемента;
  • нормализация забоя путем разбуривания цементного стакана и до глубины 3643 м;
  • опрессовка интервала изоляции на давление опрессовки колонны;
  • реперфорация существующих интервалов;
  • трассерные исследования.
Читайте так же:
Выравнивание стен цементным раствором своими руками

Впоследствии на скважине выполнены работы по закачке РТМ по рецептуре . Цель работ — устранение заколонного перетока снизу через интервал СО. Всего было приготовлено и закачано 2,0 м³ раствора при конечном давлении 80 атм. Основные свойства цементного раствора представлены в таблице 2. График закачки представлен на рис. 6.

Далее проводились работы по закачке РТМ по рецептуре с целью устранения заколонного перетока сверху. Всего было приготовлено и закачано 2,5 м³ раствора при конечном давлении 130 атм. График закачки представлен на рисунке 7.

Результаты ГИС и опрессовки интервала подтвердили ликвидацию ЗКЦ.

После завершения ремонта скважина была запущена с дебитом нефти 44,8 т/сут и жидкости — 60 м³/сут.

На текущий момент эффект продолжается, заметного изменения основных параметров не выявлено.

ВЫВОДЫ

По результатам ОПР технология с применением РТМ для ликвидации заколонных перетоков признана успешной. При этом рекомендуется РТМ с линейным коэффициентом расширения от 8 до 13,5%. Процесс расширения состава не должен продолжаться после завершения загустевания.

На скважинах с заколонными перетоками в обоих направлениях рекомендуется проведение работ в два этапа.

Применение расширяющегося тампонажного материала на основе гидроксида кальция показало высокую эффективность на стадии ОПР, успешно проведенных на месторождениях П и СП «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

Список сокращений для таблиц

ВСО — водосмесевое соотношение; Температура ст температура статическая; Температура дн температура динамическая;
Вс — единица измерения Бердена — измерение консистенции цементного раствора при определении на под давлением;
ДНС — динамическое напряжение сдвига;
СНС — статистическое напряжение сдвига;
ПВ — пластическая вязкость.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает метод определения кинематической вязкости прозрачных и непрозрачных жидких нефтепродуктов измерением времени истечения определенного объема жидкости под действием силы тяжести через калиброванный стеклянный капиллярный вискозиметр и расчетный метод определения кинематической вязкости нефти, а также прозрачных и непрозрачных жидких нефтепродуктов на вискозиметре Штабингера по измеренным плотности и динамической вязкости (см. приложение А).

Читайте так же:
Гидроизоляция боларс hydrowall цементная

При разногласиях в оценке нефтепродуктов испытание проводят с использованием стеклянных капиллярных вискозиметров.

Динамическую вязкость вычисляют как произведение кинематической вязкости жидкости на ее плотность .

Примечание — Полученные результаты зависят от поведения образца и применимы к жидкостям, для которых напряжение сдвига пропорционально скорости деформации (поведение ньютоновских жидкостей). Однако вязкость значительно изменяется со скоростью сдвига, и при использовании вискозиметров с капиллярами разного диаметра могут быть получены различные результаты. В стандарт также включена методика и показатели точности для остаточных жидких топлив (см. раздел 11), которые в определенных условиях проявляют свойства неньютоновских жидкостей.

1.2 Настоящий стандарт не распространяется на битумы.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector