Магнезиальный тампонажный материал как альтернатива портландцементным тампонажным составам для повышения качества крепления скважин на Верхнечонском НГКМ
Г.М. ТОЛКАЧЕВ,
к.т.н., профессор кафедры «Нефтегазовые технологии»
bngs@pstu.ru
А.С. КОЗЛОВ,
к.т.н., старший научный сотрудник
А.В. АНИСИМОВА,
младший научный сотрудник
А.М. ПАСТУХОВ,
младший научный сотрудник
Пермский национальный исследовательский политехнический университет (ПНИПУ)
Разработан состав тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего, определены значения показателей его свойств. Приводятся результаты опытных работ по приготовлению и использованию этого материала, обеспечивающего высокое качество разобщения продуктивной нефтегазоконденсатной залежи от вышележащего разреза.
MAGNESIA OIL-wELL MATERIAL AS AN ALTERNATIVE TO PORTLAND CEMENT FOR IMPROVMENT OF QUALITY wELL CEMENTING ON VERKHNECHONSKY OIL-GAS CONDENSATE FIELD
G. TOLKACHEV, A. KOZLOV, A. ANISIMOVA, A. PASTUKHOV
Perm National Research Polytechnic University,
Plugging material composition is developed on basis of magnesia binder, its properties' indices values are determined. There are given results of experimental works on preparing & using of this material, ensuring high quality of separation of productive oil & gas condensate pool-accumulation from overlying sequence.
Key words: oil-well cement, production string cementing, salt-containing cross-section, dry mix, magnesia binding material
Верхнечонское нефтегазоконден-сатное месторождение (ВЧНГКМ), запасы которого составляют 201,6 млн тонн нефти и 95,5 млрд м3 газа, является одним из крупнейших месторождений ВосточноСибирского региона, перспективного для поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа. В опытно-промышленную эксплуатацию месторождение введено в 2005 г., с 2008 г. осуществляется его промышленная эксплуатация.
Одним из осложняющих условий строительства скважин на этом месторождении является наличие во вскрываемом разрезе отложений каменной соли значительной толщины с прослоями известняков, доломитов и доломито-ангидритов, а также пластов известняка, доломита, поры и трещины которых заполнены гали-том. Эти породы являются естественным флюидоупором для углеводородов нефтегазоконденсатной залежи.
При выборе типа и состава тампонажного материала, размещаемого за эксплуатационной колонной и восстанавливающего нарушенную скважинами герметичность этих флюидоупоров, необходимо
учитывать следующие особенности вскрываемого геологического разреза:
- наличие пластов водорастворимых солей;
- относительно низкие значения температуры в интервалах цементирования эксплуатационных колонн (не более 14°С);
- наличие потенциально поглощающих пластов.
В таких условиях особенно важно, чтобы для цементирования эксплуатационной колонны был использован тампонажный материал, гарантирующий формирование в скважинах герметичной и долговечной крепи, обеспечивающей надежную защиту обсадных труб от корро-зионноактивного соляного массива и высококачественное разобщение флюидо-содержащих пластов по всему разрезу.
При разработке состава тампонажного материала необходимо также учитывать особенности условий процесса цементирования скважин на ВЧНГКМ, чтобы не допустить возникновения высоких значений гидродинамической составляющей давления в скважине при продавке его в заколонное пространство малого попе-
речного сечения: зазор между муфтами труб обсадной колонны и стенкой скважины номинального диаметра составляет 14 мм. Необходимым считается требование снизить скорость движения восходящего потока тампонажного раствора в кольцевом пространстве до значений, исключающих возникновение гидроразрыва пород и, как следствие, поглощения его при закачке и продавке. Это может быть обеспечено только использованием тампонажных растворов с растянутыми во времени сроками загустевания.
Многолетний опыт крепления глубоких скважин в отложениях водорастворимых солей и особенности геологического строения разреза Верхнечонского НГКМ дают возможность сформулировать требования к тампонажному раствору-камню [1, 2].
Тампонажный раствор (ТР) должен:
- иметь технологические характеристики (плотность, реология, время загустевания, сроки схватывания), позволяющие приготовить и разместить его в затрубном пространстве с подъемом до устья в заданные сроки без возникновения поглощения;
- не растворять каменную соль в стенках скважины при его движении по заколонному пространству [3];
- при смешивании с буровым раствором значения реологических характеристик тампонажного раствора не должны увеличиваться до критических;
- быстро загустевать при низких значениях положительной температуры после размещения его в заколонном пространстве и в короткие сроки схватываться и формировать цементный камень.
Цементный камень (ЦК) должен:
- иметь высокие прочностные характеристики;
- быть коррозиеустойчивым по отношению к породам разреза и не оказывать корродирующего воздействия на металл обсадных труб;
- обладать положительной объемной деформацией в условиях отсутствия доступа к нему воды и при этом формировать адгезионную связь с породами, слагающими стенки скважины, в том числе с каменной солью и с металлом обсадных труб;
- характеризоваться низким значением коэффициента газопроницаемости.
Проектами строительства скважин на Верхнечонс-ком НГКМ предусмотрено при креплении скважин использование тампонажного материала на основе портландцемента типа ПЦТ 1^-СС-1, затворяемого водным раствором хлорида натрия. В интервалах залегания хемогенных отложений (галит) применение засолоненных тампонажных растворов является обязательным, т. к., по мнению авторов проекта, при этом «обеспечивается нормальная адгезия (контакт) между цементным камнем и горными породами». По нашему мнению, применение данного материала не может обеспечить качественное цементирование заколонно-го пространства (формирование высокопрочной герметичной крепи) по следующей причине. Известно [4],
Табл. 1.Требуемые значения показателей свойств магнезиального тампонажного материала
Условия тестирования Значение
Показатели* ДР, МПа Т, оС±1о время**, мин.
Тампонажный раствор
Плотность под давлением, не более, кг/м3 >2,0 20 - 1670
Начальная консистенция, Вс 28 20 - 8.20
Стабильность, не более, кг/м3 атм. 20 30 60
Пластическая вязкость, не более, сПз 170/180
Динамическое напряжение сдвига, не более, дПа атм. 20 30/240 10/10
Водоотделение (свободный флюид), не более, % атм. 20 30 1,0
Фильтратоотдача, не более, см3/30 мин. 6,9 20 30 50
Время загустевания до 70 Вс, не ранее, ч-мин. 28 20 30 6 -15
Сроки схватывания, ч-мин. начало, не ранее конец, не позднее атм. 20 30 6 - 00 12 - 00
Цементный камень
Время набора прочности при сжатии до 3,5 МПа, не позднее, ч-мин. 28 20(6ч) 16 (18ч) 13(48ч) 30 18 - 00
Прочность при изгибе, через 48 ч, не менее, МПа атм. 20 30 2,7
Прочность при сжатии, через 48 ч, не менее, МПа атм. 20 30 7,0
Прочность сцепления с металлической огибающей поверхностью, через 48 ч, не менее, МПа атм. 20 30 0,5
Газопроницаемость, через 48 ч, не более, 10-3 мкм2 атм. 20 30 0,8
* плотность, реологические характеристики, время загустевания, фильтратоотдача и водоотделение тампонажного раствора, прочность цементного камня при сжатии - по международному стандарту ISO 10426-2; условная вязкость и седиментационная стабильность тампонажного раствора, прочность цементного камня при изгибе, прочность сцепления цементного камня с металлической огибающей поверхностью, объемное расширение и газопроницаемость цементного камня - по методикам, принятым в РФ; ** время кондиционирования до испытания (время выхода на режим испытания).
что при высоком содержании в тампонажном растворе хлорида натрия, последний выполняет функцию эффективного замедлителя процессов его структурооб-разования и приводит к существенному увеличению времени загустевания и сроков схватывания. Очевидно, что при низкой положительной температуре в скважине (+1...+14°С) процессы структурообразова-ния и формирования цементного камня такого тампонажного материала будут «растянутыми» во времени. Цементный камень будет иметь низкую прочность, а также высокую проницаемость, обусловленную седи-ментационными явлениями в период времени от момента окончания продавки цементного раствора в за-колонное пространство до момента начала его схватывания. Стоит отметить, что по отношению к облегченным цементным растворам (первая пачка закачиваемого тампонажного материала) вышесказанное будет носить более выраженный характер. Применение же портландцементных тампонажных материалов, затворенных на недонасыщенном водном растворе хлорида натрия, обычно гарантирует образование на границе «цементный камень-соль» - зазора [2], который явится каналом для миграции флюидов.
100 90 80
— 70
0
m 60
re
| 50 £
1 40 1 30
20 10 0
80
70
60
— 50 о
m 40
■я
| 30 £
20 10 0 -10-20
70 65 60 55 50
лг-
cl 45 ■¡в 40
s 35
ш |25
25 20 15 10 5 0
20 18 16
"Ö ш
W АЛ
о 14
f 12
Е
t 10 СО
с. g -
6 4 2 0
100 90 80
m
| 60:
CD
W
g 50:
о о
40 30 20 10
0
0
400 Time (HH:MM)
Рис. 1. Динамика консистенции магнезиального тампонажного 50 45
"t?
È40 ™35
Ш
% 30
>
"w
m ос
си 25
Ol
Л 20
15
раствора
10
15
30
45
Time (HH)
60
75
Рис. 2. Результаты ультразвукового исследования прочности ЦК при сжатии
Из сказанного следует, что тампонажные материалы на основе портландцемента не отвечают приведенным выше требованиям. Некачественное цементирование обсадной колонны в солесодержащей части разреза с образованием микрозазоров между цементным камнем и стенкой скважины, отсутствие в составе крепи сплошной цементной оболочки могут привести к миграции по заколонному пространству скважины флюидов разреза и последующему развитию межколонных давлений [5, 6], а также к ускоренной коррозии обсадных труб, снижению эффективности системы ППД, к возникновению экологических проблем и необходимости выполнения ремонтных работ по восстановлению герметичности крепи скважины.
Обеспечение качественного крепления скважин на ВЧНГКМ может быть
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.