Тампонажный цемент для обеспечения качественного крепления нефтегазовых скважин

ДОКЛАДЫ АКАДЕМИИ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН _2015, том 58, №8_

ФИЗИЧЕСКАЯ ХИМИЯ

УДК 622.233.4/7

М.Аслзода, Р.О.Азизов*

ТАМПОНАЖНЫЙ ЦЕМЕНТ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАЧЕСТВЕННОГО КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Министерство энергетики и водных ресурсов Республики Таджикистан, Президиум АН Республики Таджикистан

В статье рассматриваются основные направления создания изоляционного комплекса, в том числе и цементного кольца и проблемы, связанных с физико-механическими свойствами цементного раствора при бурении нефтегазовых скважин на территории Афгано-Таджикской впадины.

Ключевые слова: Афгано-Таджикская впадина - скважина - соленосные отложения - цементное кольцо - обсадная колонна - тампонажный раствор.

Одной из важнейших задач нефтегазового комплекса Юго-Западного Таджикистана является повышение качества строительства нефтяных и газовых скважин. Геологические условия, литологи-ческие особенности разрезов скважин в пределах нефтяных и газовых месторождений отличаются большим разнообразием и сложностью. В пределах нефтегазовых месторождений Афгано-Таджикской впадины отмечается наличие поглощающих пластов с аномально высокими и низкими пластовыми давлениями. В разрезах скважин площадей Южный Каратау, Туюнтау, Якгазак, Караул-тюбе, Восточный Супетау температура колеблется в пределах 150-245°С. Здесь, в разрезах скважин, встречаются мощные толщи солей. Например, в скважине №1 Южный Каратау, начиная с интервала 1178 до 5771 м, встречаются прослои солей и эвапоритовых пород. Скважина пересекает и гидравлически соединяет множество водонасыщенных пластов, склонных к поглощениям и проявлениям.

В общем комплексе работ по сооружению и поддержке работоспособности скважин значительный объём занимают процессы разобщения пластов. В связи с этим одним из направлений решения данной задачи является создание изоляционного комплекса, в том числе и цементного кольца, позволяющего обеспечить длительную бесперебойную эксплуатацию скважин. Основное назначение цементирования - качественное разобщение пластов, при котором обеспечивается надежная изоляция продуктивной части разреза скважины и отдельных пропластков в многопластовой залежи, создание прочной крепи и защита её от коррозионного воздействия агрессивных сред [1].

После цементирования и замещения бурового раствора тампонажным цементом возникает множество проблем, связанных с физико-механическими свойствами раствора и образовавшегося цементного камня. К цементному кольцу одновременно предъявляются трудновыполнимые требования. С одной стороны, цементный камень должен служить флюидоизоляционным барьером между поглощающими и проявляющими пластами, а с другой, связывать обсадные колонны и горные поро-

Адрес для корреспонденции: Аслзода Эмомиддин Мутриддин. 734 012, Республика Таджикистан, г. Душанбе, ул. Бохтар, 10, Министерство энергетики и водных ресурсов. E-mail: naftugaz-8@mail.ru

ды в жёсткую составную конструкцию. Количество осложнений, как в процессе цементирования, так и в период эксплуатации скважин, очень велико.

Анализ состояния фонда скважин в республике показал, что основной причиной выхода скважин из строя продолжает оставаться отсутствие тампонажных систем, соответствующих условиям их применения. Наряду с технологическими факторами, важную роль с точки зрения качественного цементирования играет правильный выбор тампонажного материала и тампонажного раствора, которые должны удовлетворять целому комплексу требований по обеспечению надежной крепи скважин. При выборе рецептур тампонажных материалов для крепления скважин в коррозионно-активных средах обычно не учитывается возможность изменения изоляционных свойств тампонаж-ного камня во времени [2].

Тампонажный камень, обеспечивающий герметичность крепи скважин в первые сутки твердения, после длительного воздействия агрессивных сред может полностью потерять свои изоляционные свойства. Особенно опасны межпластовые перетоки, содержащие химически активные и токсичные компоненты, такие как сероводород, углекислый газ, высокоминерализованные растворы солей магния и кальция, которые являются агрессивными по отношению к цементному кольцу. Отсюда следует, что функции, выполняемые в скважине тампонажным камнем, многообразны и сводятся к следующим рабочим показателям:

- разобщение пластов — образование в стволе безусадочного тампонажного камня, создание равномерной толщины цементного кольца;

- удержание обсадной колонны от перемещений;

- защита обсадной колонны от действия коррозионной среды;

- удлинение работоспособности обсадной колонны с повышением сопротивляемости внешнему и внутреннему давлениям.

Вышеназванные функции цементный камень может выполнять, если будут учтены все возможные дефекты цементной крепи за колонной в зависимости от условий его твердения и эксплуатации (табл. 1).

Таблица 1

Использование реагентов и замедлителей схватывания при цементировании обсадных колон в соле-

носных отложениях скважины № 1 на площади Южный Каратау

Интервал спуска обсадных колонн, м Тип обсадных труб, диаметр, группа прочности, толщина стенки Марки цемента и ГОСТ Добавки реагента к массе смеси, % Водоцемент. Соотношение В/Ц . Плотность цементного раствора, г/см3 Температура, °С Давление по интервалам, кгс/см2

2604-1713 1713-600 600-0 тремя секциями 324-Ех 9.5-11 мм ПЦТ-100 1581-85 Пеназол-3, ПАВ-250 л. декстрин-0.1% 0.5-0.7 1.65-1.80 70-90 170-180

5228-3478 3478-0 двумя секциями SM-110TUх13.83, Р-110х11.05, С-95х11.99 мм, SM-110TUх15.11 УЩЦ-120 УЩЦ-1-120 декстрин-0.2% с рассол. шс1 плотностью 1.16-1.18 г/см3 0.5-0.7 2.06-2.08 2.08-2.10 102-115 1070-1110

По результатам исследований установлено, что основными дефектами цементной крепи за колонной являются:

- ненаполненность заколонного пространства цементным раствором из-за высокой вязкости цементного раствора и неудовлетворительного вытеснения им бурового раствора;

- коррозионное разрушение цементного камня пластовыми флюидами.

- низкая стойкость структуры цементного камня, усугубляемая его проницаемостью;

- появление трещин в цементном камне при перфорации.

- большая хрупкость цементного камня;

- обезвоживание глинистой корки твердеющим цементным раствором и набирающим прочность, цементным камнем, ведущее к потере контакта между цементным камнем и стенкой скважины;

- отслоение цементного камня от обсадной колонны, определяющее отсутствие адгезии цементного камня к трубе;

- образование малопрочного высокопроницаемого цементного камня против пористых пластов с низким пластовым давлением;

- высокая фильтратоотдача цементного раствора, зависимая от водоцементного отношения исходного раствора;

- коррозия цементного кольца в скважине под действием пластовых вод и связанные с ней осложнения.

С начала бурения скважины замечена коррозия цементного камня и обсадных труб на площадях Ходжа-Мумин и Восточной Супетау с верхней части устьевого оборудования. Одной из основных причин этого явилась высокая агрессивность пластовых вод в изучаемых скважинах. В качестве примера ниже приведены данные о составе воды в скважинах №№ 5,7 площади Ходжа-Мумин (табл. 2).

Таблица 2

Химический состав водной пробы со скв. №№ 5, 7 площади Ходжа Мумин

№ пп Интервал, м Содержание ионов мг-экв./100 г. глины

Шэ НСО3 С11 804 Са Мм+1 №++К+

Скважина № 5

1 2917-3008 0.29 0.43 5.2 0.27 0.71 0.24 4.44

2 3070-3085 Отсутствует 0.4 4.9 0.18 0.33 0.12 4.6

3 3152-3184 Отсутствует 0.32 5.4 0.8 0.37 0.91 4.8

Скважина № 7

1 3297-3312 Отсутствует 0.24 4.8 0.6 0.40 0.13 4.27

2 4049-4084 Отсутствует 0.52 5.1 1.3 0.47 0.21 4.4

Исследованиями [3] установлено, что отсутствие цементного кольца в зоне солевых отложений, как правило, приводит к смятию обсадных труб. Анализ причин аварий на скважинах Афгано-Таджикской впадины подтверждает это. Вместе с тем выявлено, что на территории Афгано-Таджикской впадины нарушения форм обсадных колонн происходят из-за отсутствия коррозионно-стойкого цементного кольца против каверн и выше них. Нашими исследованиями также установлено, что обсадные трубы, спущенные для перекрытия солевых отложений, в интервалах отсутствия це-

ментного камня подвергаются значительной коррозии пластовыми водами, прогрессирующей во времени. Это отмечено в 60-65% от общего числа скважинах изученной территории.

В проведённых промысловых работах по качеству крепления скважин, показано, что нарушение герметичности крепи происходит как на начальных стадиях твердения, так и в более поздние сроки. При этом образуются каналы по цементному камню, либо по его контактным зонам (с обсадной колонной и породой), которые служат проводником пластовых флюидов, в том числе содержащих агрессивные компоненты, либо по трещинам. Наиболее серьезными факторами, обуславливающими неудовлетворительное качество крепления скважин, при прочих равных условиях, явились факторы, связанные с физико-механическими свойствами тампонажных материалов и растворов на их основе.

Поступило 14.05.2015 г.

ЛИТЕРАТУРА

1. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1981, 240 с.

2. Химическая обработка буровых и цементных растворов. - М.: Недра, 1971, 209 с.

3. Ивачев Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. - М.: Недра, 1987, 245 с.

Э.М.Аслзода, Р.О.Азизов* СУРУЧИ ТАМПОНАЖЙ ^И^АТИ БОСИФАТ ТАЪМИН НАМУДАНИ МУСТА^КАМИИ ЧОВДОИ НАФТУ ГАЗЙ

Вазорати энергетика ва захира^ои оби Цум^урии Тоцикистон, *Академияи илмх;ои Цум^урии Тоцикистон

Дар макола тарзи бехтар намудани сифати пармакунии чохдо чихати кашфи захирахои саноатии нафту газ дар шароитх,ои мушкили геологй-техникии хдвзаи Афгону Точик баррасй шудааст. Таваччухи бештар ба сохти геологии махдл, хусусиятх,ои литологии кабатх,ои чинсх,ои кухй, харорат ва фишори зиёд нишон дода шудааст. Дар мачмуъ, хангоми анчом додани як зумра корхои вобаста ба сохтмон ва истифодабарии чоххо, бештар ба равиши дуруст тайёр намудани халкаи суручй, ки ба истифодабарии бардавоми чох, мусоидат менамояд, таъкид меша-вад.

Калима^ои калиди: уавзаи Афгону Тоцик - суруц - намак - фишору уарорати баланд - %алщи суруци - чо%.

E.M.Aslzoda, R.O.Azizov* CEMENT SHEETS AND THEIR VALUE WHEN DRIVING SALT-BEARING

DEPOSITS

Ministry of Energy and Water Resources of the Republic of Tajikistan, *Academy of Sciences of the Republic of Tajikistan

One of the most important tasks of oil and gas complex of Southwest Tajikistan is to improve the quality of the construction of oil and gas wells. Geological conditions, lithological features sections of wells within the oil and gas fields Afghan-Tajik basin notes the existence of absorbent layers with abnormally high and low reservoir pressure/

In general, the complex of works on the construction and maintenance of wells? A substantial amount of the processes take zonal isolation. I n this regard, one of the ways to solve this problem, is to provide an insulating complex, including the cement sheath, ensures a long uninterrupted operation of wells. Key words: Afghan Tajik depression - cement - salt - high temperature and pressure - cement sheath -well.