опыт
IBA Bill КРЕПЛЕНИЯ I ПРО У
Р. ЛУКМАНОВ, Д. БАКИРОВ ООО "КогалымНИПИнефть" Д. НАСИФУЛЛИН, ТПП Когалымнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
I процессе цементирования нефтяных скважин в присква-'жинную зону продуктивного пласта из тампонажного раствора отфильтровывается часть жидкости затворения, что, вероятно, приводит к снижению проницаемости коллектора и продуктивности скважин. Степень загрязнения прис-кважинной зоны пласта фильтратами тампонажных растворов и влияние их на продуктивность скважин недостаточно изучены. Можно полагать, что количество фильтрата тампонажного раствора и глубина его проникновения в пласт зависят от проницаемости стенок скважины, свойств тампонажного раствора, режимов цементирования и репрессий, оказываемых при этом на продуктивный пласт. Причем, при прочих одинаковых условиях, чем больше репрессия на продуктивный пласт при цементировании, тем больше объем фильтрата, глубина его проникновения и, возможно, степень отрицательного влияния на фильтрационные свойства прис-кважинной зоны и продуктивность скважины. Поэтому для снижения репрессии применяется одно- и двухступенчатое цементирование скважин с использованием облегченных цементов в интервалах выше продуктивных пластов.
На месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" в предыдущие годы широко применялись как одноступенчатое, так и двухступенчатое цементирование скважин. За период 1998 - 2001 гг. в ТПП "Когалымнефтегаз" в две ступени было зацементировано 360 скважин. Не меньшее количество скважин зацементировано в одну ступень. При этом для интервалов продуктивных пластов использовался цемент нормальной плотности, а выше продуктивного интервала — облегченный гельцементный раствор плотностью 1 500 ± 20 кг/м3 .
Проведенный анализ качества крепления скважин, законченных строительством в 2001 - 2002 гг., показал, что при одноступенчатом цементировании обеспечивается более высокое качество разобщения пластов, но меньшая высота подъема цемента за колонной (рис. 1). При двухступенчатом цементировании количество скважин с недоподъемом цемен-
та до проектной высоты гораздо меньше, чем скважин с за-колонными перетоками, низкой герметичностью заколонного пространства, осложнениями и авариями при цементировании, связанными с несовершенством устройств ступенчатого цементирования. Кроме того, технология двухступенчатого цементирования требует больших затрат времени, средств и не решает проблему поглощений гельцементного тампонажного раствора в слабопрочных интервалах выше продуктивных пластов. Технология одноступенчатого цементирования из-за поглощения тампонажных растворов не позволяет поднять цемент на заданную высоту.
Задача совершенствования технологии цементирования скважин, совмещения положительных сторон одноступенчатого и двухступенчатого способов была решена разработкой рецептур сверхлегких тампонажных растворов на основе смеси цемента ПЦТ 1-50 и алюмосиликатных микросфер с плотностью 1220 - 1260 кг/м3 для верхних интервалов скважин с использованием одноступенчатого цементирования. Начиная с 2002 г. на месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз" и ТПП "Лангепаснефтегаз" зацементировано более 250 скважин в одну ступень с применением сверхлегкого, облегченного микросферами тампонажного раствора. При таком цементировании решается проблема поглощений тампонажных растворов. Высота подъема цемента (нормальной плотности и сверхлегкого) в одну ступень достигает 3 200 м, что практически невозможно при одноступенчатом цементировании скважин с использованием гельцемента.
С увеличением объемов одноступенчатого цементирования с использованием сверхлегких тампонажных растворов и других технологических мер доля скважин с недоподъема-ми цемента до заданной высоты и заколонными межпласто-выми перетоками в ТПП "Когалымнефтегаз" сведена к минимуму (рис. 2).
Расчеты, проведенные нами по программе, моделирующей процесс цементирования, показали, что при использовании сверхлегкого цемента степень давления на продуктив-
f
ЧС
12.0 ■ 1П.С1
3Í Oí
Э> I 2000
СЗ - Недоподъем, одноступенчатое цементирование с гельцементом 3 - Недоподъем, двухступенчатое цементирование П - Перетоки, одноступенчатое цементирование с гельцемснтом □ - Перетоки, двухступенчатое цементирование
Рис. 1. Показатели качества крепления скаажин в ТПП "Когалымнефтегаз" в 2001 - 2002 гг.
25.0 20.0 15.0 10.0 М
3
\о
200« 2005 з* в иес
- Недолодъемы
- Перетоки
I Рис. 2. Показатели крепления скважин в ТПП "Когалымнефтегаз".
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 1 2:20 0 5
17
л
опыт
Табл. 1.
ные пласты (при высоте подъема цемента до устья) составит: ма группу пластов АВ - 25,2 МПа, на группу пластов БС -32,0 МПа, на пласт ЮВ - 37,5 МПа (рис. 3). Эти давления выше, соответственно, на 2,4 МПа, 2,7 МПа и 3,9 МПа, чем при двухступенчатом цементировании, но меньше на 3,8, 5,9 и 6,2 МПа, чем при одноступенчатом цементировании с использованием гельцемента.
При одноступенчатом цементировании скважин с использованием гельцемента репрессии на продуктивные пласты максимальны и составляют: 10 МПа (пласты АВ); 12,9 МПа (пласты БС) и 14,7 МПа (пласты ЮВ) (рис. 4). При использовании сверхлегких цементов репрессия на продуктивные пласты существенно снижается. Как видно из рис. 4, репрессии на продуктивные пласты минимальны при двухступенчатом цементировании с использованием гельцемента.
Существенное снижение репрессии при цементировании скважин должно уменьшить количество и глубину проникновения фильтрата тампонажного раствора в пласт.
Объем фильтрата, поступающего в прискважинную зону пласта, прямо пропорционален перепаду давления в системе "скважина - пласт" при цементировании и может быть представлен в виде зависимости:
У=к,„-&Р,
где V- объем фильтрата тампонажного раствора;
кф - коэффициент фильтрации;
АР- перепад давления при цементировании.
Глубина проникновения фильтрата в пласт может быть рассчитана по известной формуле:
Относительное изменение объема фильтрата и глубины его проникновения в пласт при различных способах цементирования
Группы ;Г!лаСТОи:" Технолог ии Йцемянжрования Репрессии^ Ц §55 Отн^итЙШбШ ¿Щ^изменвПие Относительное изменение глубины " - проникновения
А I Б Способ 1 Способ 2 Способ 3 Способ 1 Способ 2 Способ 3 10,0 3,8 6 2 12,9 4,3 7.0 У3*= 0,62 V, У3 = 1,63У2 1 ~ 0Д54 ^ У3 = 1,63 У 2 1 г3*=0,79 2, г3 = 1,28 ¿2 1 г3*=0.73 2, Ъг = 1,28 г2 1
ю Способ 1 Способ 2 Способ 3 14,7 4,6 8,5 У3 = 0,58 V, У3 = 1,85 \2 1 г3-= о,7б г, 23 = 1.36 Ъ2 1
Цифры 1,2,3 при V и 2. соответствуют способам цементирования.
Тогда:
- при одноступенчатом цементировании с гельцементом (способ 1)
К = кф-АР,;
— при двухступенчатом цементировании (способ 2) ;
— при одноступенчатом цементом (способ 3).
К = кф-ЛРг,
цементировании
со сверхлегким
где С- коэффициент, характеризующий емкостные свойства коллектора;
А - толщина пласта;
т - коэффициент пористости коллектора.
Допустим, что коэффициент к1/: — характеризующий проницаемость стенок скважины для фильтрата тампонажного раствора и С — характеризующий емкостные свойства коллектора, величины постоянные для одного и того же пласта и одинаковы для различных способов цементирования.
К=кФ-АР„
Относительное изменение объема фильтрата при цементировании скважин на пласты группы АВ по способу 3, по сравнению со способом 1, составит:
0,62,или ^=06,2 К.
Аналогично:
К- 45=^2 К &Д 3,8
= 16,3, (//Я/ ^=16,3 К.
Относительное изменение глубины проникновения фильтрата в пласт составит:
_К = М2К = 0,79, или г,=0,79^.
г, у, V,
I
25.2
-2У.
пласты АВ (1900 п)
-да.
э.з
пласты БС (2500 и)
..Д6...
ЮВ (2900 м)
а - Одноступенчатое цементирование с гельцементным раствором
□ - Одноступенчатое цементирование облегченным микросферами раствором
□ - Двухступенчатое цементирование (первая ступень)
Рис. 3. Давление на продуктивные пласты при цементировании скважин
пласты А6
пласты БС
пласты ЮВ
1 - Одноступенчатое с гельцементом 2- Одноступенчатое с микросферами 3 - Двухступенчатое с гельцементом
Рис. 4. Репрессии на продуктивные пласты
опыт
Рис. 5.
Результаты расчетов V и Z для разных групп пластов и способов цементирования, когда за базу сравнения принят способ 3, представлены в табл. 1.
При цементировании скважин по способу 1, когда репрессии на пласт максимальны, глубина проникновения фильтрата в пласт в 1,6 + 1,8 раза больше, чем по способу 2, и в 1,26 +1,37 раза больше, чем при цементировании по способу 3.
Для определения влияния репрессии и глубины проникновения фильтрата тампонажного раствора в пласты на продуктивность скважин проведен анализ данных их освоения по 12 кустам Нивагальского (пласты АВ) и 6 кустам Тевлин-ско-Русскинского (пласты БС) месторождений, скважины с пластами ЮВ не рассматривались, поскольку в них проводился гидроразрыв пластов. На Нивагальском месторождении одноступенчатое цементирование скважин с гельцемен-том использовалось мало, поэтому анализ продуктивности при таком способе цементирования не проводился. Проанализированы работы на 71 скважине, 8 том числе 40 — по пластам АВ и 31 скважина — по пластам БС, с сопоставимыми коллекторскими свойствами пластов, условиями первичного вскрытия, цементирования первой ступени цементом класса G с добавками одинакового комплекса химреагентов и имеющим водоотдачу не более 50 см3/30 мин.
При одноступенчатом цементировании скважин по способу 3 для интервалов, выше продуктивных пластов, использовался сверхлегкий тампонажный раствор с микросферами плотностью (1260 ± 20) кг/м?, обработанный химреагентами. Вторичное вскрытие пластов осуществлялось в основном перфоратором Prospector (в целом применялись 14 типов отечественных и импортных перфораторов). На Нивагальском месторождении ОЗЦ первой ступени составляло не менее 6 час. (к тому времени цемент схватывался). На Тевлин-ско-Русскинском месторождении вторую ступень начинали цементировать через 3-4 часа после получения момента "стоп" первой ступени (к тому времени цемент загустевал).
На Нивагальском, Тевлинско-Русскинском месторождениях коэффициенты продуктивности скважин, зацементированных во 2-й ступени, в 1,1 раза больше коэффи
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.