СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
WELL CEMENTING METHOD

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области строительства скважин, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ.
Известен способ цементирования скважин, при котором повышение прочности сцепления цементного камня с породой и обсадными трубами обеспечивается добавками песка в цементный раствор [Исследования по цементированию скважин в осложненных условиях Туркмении / В.М.Вязельщиков // Сб.: Крепление скважин и разобщения пластов. - М.: Недра, 1964]. Основным недостатком данного способа является то, что тампонажные растворы, содержащие песок, седиментационно неустойчивы. Кроме того, данный способ цементирования скважин практически не влияет на структурно-механические свойства глинистой корки на стенке скважины и поверхности труб, поэтому не происходит существенного улучшения прочностных свойств контактной зоны «порода-глинистая корка-цементный камень».
Известен способ цементирования скважин, включающий удаление глинистой корки коркоудаляющими реагентами со стенок скважины в процессе цементирования обсадных колонн. Для удаления глинистой корки применяют специальные буферные жидкости в виде 1,5% масляной эмульсии, приготовленной из присадки ВНИИНП-117 и 7-20% водного раствора сернокислого алюминия [Белов В.П. Опыт применения коркоудоляющих реагентов на месторождении Узень / В.П.Белов, А.Н.Коваленко, Н.В.Грандов, В.Г.Колесников // Бурение. - 1974. - №2. - С.24-26].
Недостатком известного способа является невысокая степень удаления глинистой корки предложенными реагентами, а также повторное формирование глинистой корки в процессе спуска обсадных колонн, вследствие чего не обеспечивается надежное сцепление цементного камня с колонной обсадных труб и стенкой скважины.
Наиболее близким по технической сущности является способ крепления скважины, включающий отмыв глинистой корки буферной жидкостью, создание перед креплением скважины защитного экрана в виде непроницаемой цементной корки из модифицированного химреагентом цементного раствора (МЦР) путем добавления к нему поливинилацетатного реагента (ПВА) и пеногасителя. При этом закачку МЦР чередуют с закачкой обычного цементного раствора, причем в качестве последней порции закачивают МЦР для разобщения пластов продуктивного разреза в объеме, необходимом для заполнения заколонного пространства в интервале продуктивного пласта. Закаченный в виде первой порции МЦР в конце указанного цементирования продавливается на дневную поверхность [Патент РФ №2268351, МПК Е21В 33/138, опубл. БИ №2, 20.01.2006 г.].
Известный способ имеет следующие недостатки: многостадийность процесса цементирования и многокомпонентность применяемых при цементировании реагентов, что требует наличия большого количества техники и оборудования. Кроме того, происходят большие затраты времени при приготовлении буферных жидкостей для отмыва глинистой корки и при приготовлении МЦР с добавлением ПВА отечественного производства. Как показывает практика, полное удаление глинистой корки со стенок скважины буферными жидкостями практически невозможно, вследствие чего не обеспечивается надежное сцепление цементного камня с колонной обсадных труб и стенкой скважины.
Технической задачей предложения является повышение качества цементирования скважин за счет улучшения структурно-механических свойств глинистой корки, сохранения коллекторских свойств пласта благодаря формированию в приствольной части скважины экрана из полимерного материала, сокращения продолжительности процесса цементирования вследствие отсутствия дополнительных операций по отмыву глинистой корки.
Задача решается предлагаемым способом цементирования скважин, включающим закачивание цементного раствора и модифицированного цементного раствора.
Новым является то, что перед цементным раствором закачивают полимерный состав, а модифицированный цементный раствор закачивают на завершающей стадии цементирования с учетом заполнения затрубного пространства в интервале залегания продуктивного пласта с перекрытием его на 10-20 м.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного способа, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «изобретательский уровень».
Сущность предложения заключается в следующем. В заколонное пространство последовательно закачивают полимерный состав, цементный раствор и на завершающей стадии цементирования закачивают модифицированный цементный раствор (МЦР) в объеме, необходимом для заполнения затрубного пространства в интервале залегания продуктивного пласта с перекрытием его на 10-20 м.
В качестве полимерного состава можно применять любые составы на основе синтетических смол, отверждающихся в глинистой среде, например ацетоноформальдегидная смола (АЦФ) по ТУ 2228-006-48090685-2002, резорцино-формальдегидная смола (ФР-12) по ТУ 758-57, смолы на основе сланцевых фенолов (ТСД-9, ТС-10) по ТУ 38-10928-79 и т.д.
В качестве модифицированного цементного раствора можно применять различные полимерцементные растворы на основе синтетических смол, отверждаемые в среде цементного раствора, например ацетоноформальдегидная смола (АЦФ), резорцино-формальдегидная смола (ФР-12), смолы на основе сланцевых фенолов (ТСД-9, ТС-10) и т.д.
Необходимость закачивания полимерного состава перед цементным раствором заключается в том, что полимерный состав, проникая в породу и глинистую корку, равномерно распределяется, отверждается, образуя твердый непроницаемый экран в приствольной части породы и глинистой корки, что позволяет улучшить структурно-механические свойства глинистой корки и контактирующей с ней породы. Такой экран предотвращает флюидообмен между скважиной и пластом и наоборот - между пластом и скважиной. Кроме того, сохраняются коллекторские свойства пласта благодаря формированию в приствольной части скважины непроницаемого экрана из полимерного материала.
Заполнение интервала продуктивного пласта в заколонном пространстве с перекрытием его на 10-20 м МЦР на завершающей стадии цементирования обеспечивает высокую герметичность полимерцементного раствора с полимерглинистой коркой и металлом обсадной колонны (см. таблицу). Интервал перекрытия продуктивного пласта на 10-20 м достаточен для надежного разобщения пласта. Увеличение диапазона интервала перекрытия продуктивного пласта более 20 м нецелесообразно с экономической точки зрения из-за увеличения стоимости цементирования. Уменьшение диапазона интервала перекрытия продуктивного пласта менее 10 м недостаточно для надежного разобщения пласта. Кроме того, образующийся полимерцементный камень из МЦР на основе синтетических смол обладает улучшенными, по сравнению с прототипом, прочностными показателями и пониженной хрупкостью. Результатом этого является хорошая пластификация, снижается хрупкость полимерцементного камня и повышается стойкость к знакопеременным нагрузкам, которым постоянно подвергается цементное кольцо в заколонном пространстве продуктивной зоны в процессе перфорации и эксплуатации скважин. Более того, отвердевший полимерцементный камень обладает повышенной коррозионной стойкостью в агрессивных пластовых жидкостях.
В отличие от прототипа отсутствие в заявляемом способе буферных жидкостей, обладающих эффектом химического или гидромеханического воздействия на глинистую корку и связанные с ними дополнительные технологические операции, упрощает способ цементирования скважин и сокращает продолжительность процесса цементирования.
Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности. После окончания подготовительных работ, заключающихся в расстановке цементировочной техники на горизонтальной площадке, сборке и опрессовке нагнетательной линии на давление, в 1,5 раза превышающее ожидаемое рабочее давление при цементировании скважины, готовят полимерный состав, например полимерный состав на основе ацетоноформальдегидной смолы. Для этого сначала приготавливают отвердитель. Набирают в мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 М необходимый объем пресной воды и вводят расчетное количество едкого натра, перемешивают 20-30 минут работой цементировочного агрегата «на себя». Далее в приготовленный раствор едкого натра вводят расчетное количество ацетоноформальдегидной смолы и перемешивают цементировочным агрегатом 10 минут. Затем готовят МЦР, например полимерцементный раствор на основе ацетоноформальдегидной смолы. Для этого сначала готовят необходимое количество жидкости затворения портландцемента тампонажного. Набирают в мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 М необходимый объем пресной воды и вводят расчетное количество едкого натра, перемешивают 20-30 минут работой цементировочного агрегата «на себя». Далее в приготовленный раствор едкого натра вводят расчетное количество ацетоноформальдегидной смолы и перемешивают цементировочным агрегатом 10 минут. Затем перемешивают необходимое количество портландцемента тампонажного с приготовленной жидкостью затворения.
Способ цементирования скважины осуществляют по традиционной технологии с использованием цементировочных агрегатов, например, ЦА-320М. После закачивания расчетного объема полимерного состава, составляющего не более 1-1,5% от объема цементного раствора, необходимого для крепления скважин, через осреднительную емкость закачивают обычный цементный раствор с водоцементным отношением 0,5, приготовленный с помощью цементосмесительного агрегата в объеме, предусмотренном проектом на строительство скважины и определенном расчетным путем в зависимости от высоты поднятия цементного стакана, диаметра пробуренной скважины, диаметра обсадной колонны за минусом объема полимерцементного кольца из МЦР. На завершающей стадии цементирования закачивают МЦР для разобщения пластов продуктивного разреза в объеме, необходимом для заполнения заколонного пространства в интервале продуктивного пласта с перекрытием его на 10-20 м.
Влияние предварительной закачки полимерного состава (на основе синтетических смол: АЦФ, ТСД-9, ТС-10, ФР-12) на проницаемость приствольной части ствола скважины оценивали путем определения проницаемости полых цилиндрических фильтров. После намыва глинистой корки на внутреннюю поверхность фильтров их заполняли полимерным составом. Выдерживали 1 час. Далее полимерный состав удаляли, фильтры заполняли пластовой девонской водой и модель оставляли под давлением 2,5 МПа, через 48 часов определяли проницаемость.
Как показали испытания, проницаемость фильтров не восстанавливалась и была нулевой при перепаде давления в 7 МПа, что свидетельствует о создании в приствольной части модели непроницаемого полимерного экрана.
Показатели МЦР, прочностные характеристики получаемого полимерцементного камня приведены в таблице. Определение основных свойств МЦР и получаемого камня производили при температуре 20±2°С и атмосферном давлении в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний». Хрупкость (Хр) образующегося полимерцементного камня определяли как соотношение предела прочности на сжатие к пределу прочности на изгиб.
Определение герметичности контакта «полимерцементный камень-глинистая корка-порода» и «полимерцементный камень-металлическая поверхность» (стальной стержень), формируемой посредством МЦР, производили на разборной модели скважины.
В качестве пористой среды использованы полые цилиндрические фильтры с проницаемостью 500-800 миллидарси, изготовленные путем прессования смеси кварцевого песка, цемента и воды.
3
3
Герметичность контакта «полимерцементный камень-глинистая корка-порода» и «полимерцементный камень-металлическая поверхность» определяли следующим образом. На внутреннюю поверхность полых цилиндрических фильтров под давлением 2 МПа намывали глинистую корку из глинистого раствора, приготовленного из кальциевых глин Биклянского карьера со следующими показателями: удельный вес - 1,18 г/см, водоотдача - 15 см за 30 мин. Затем ствол скважины, стенки которой покрыты глинистой коркой толщиной до 8 мм, заполняли МЦР. В процессе схватывания МЦР перепад давления в камере поддерживали равным 2,5 МПа, т.е. на 25% превышающим давление намыва глинистой корки. Кольцевое пространство между фильтром и корпусом секции заполняли пластовой водой девонского горизонта Ромашкинского нефтяного месторождения. Герметичность контакта определяли задавливанием воды в зону контакта. Давление, при котором происходит прорыв воды вдоль контактной зоны, принимали за давление нарушения герметичности контактной зоны.
Из таблицы видно, что нарушение герметичности контакта системы «цементный камень-глинистая корка-порода» происходит при перепаде давления 2,43 МПа. При аналогичных условиях для нарушения контакта образующегося полимерцементного камня из МЦР на основе ацетоноформальдегидной смолы требуется давление 8,0-8,2 МПа, на основе резорцино-формальдегидной смолы (ФР-12) - 7,8 МПа, а на основе МЦР по прототипу - 4,65 МПа, т.е. МЦР на основе синтетических смол обладают повышенной адгезией по сравнению с обычным цементным раствором и МЦР по прототипу. Нарушение герметичности контакта системы «цементный камень-металлическая поверхность» происходит при давлении 2,5 МПа, а для нарушения контакта «полимерцементный камень-металлическая поверхность» из МЦР на основе ацетоноформальдегидной смолы требуется давление 8,43-8,5 МПа, на основе резорцино-формальдегидной смолы (ФР-12) - 7,5 МПа, а на основе МЦР по прототипу - 5,5 МПа. Более высокое сопротивление контакта образующегося полимерцементного камня на основе синтетических смол с породой по сравнению с обычным цементным камнем и МЦР по прототипу объясняется отверждением фильтрата, проникающего в глинистую корку и породу, вследствие чего улучшаются структурно-механические свойства глинистой корки и породы. Более высокое давление нарушения герметичности контакта между стальным стержнем и образующимся полимерцементным камнем из МЦР по сравнению с обычным цементным камнем и МЦР по прототипу свидетельствует о высокой адгезии между полимерцементным камнем и металлом колонны.
Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение качества цементирования и сокращения сроков цементирования за счет улучшения структурно-механических свойств глинистой корки, физико-механических характеристик полимерцементного камня, сохранения коллекторских свойств пласта, повышенной адгезии полимерцементного камня к металлу обсадной колонны, сокращения времени на приготовления тампонажных материалов и исключения применения вспомогательных реагентов.
Таблица
№ п/п
Состав МЦР, мас.ч.
Сроки схватывания, ч-мин
Плотность, кг/м<sup>3</sup>
Растекаемость, см
Предел прочности через 24 ч, МПа
Хр
Давление нарушения герметичности контактной зоны, МПа
Соприкасающиеся с образующимся камнем материалы
начало
конец
на изгиб
на сжатие
1
2,43
Порода с глинистой коркой
Цемент - 100
7-20
9-05
1860
22,1
2,75
6,8
2,47
Пресная вода - 50
2,5
Стальной стержень
2
Цемент - 100
8,2
Порода с глинистой коркой
АЦФ - 50
4-50
7-30
1820
21
4,13
2,64
0,64
NaOH - 0,88
Пресная вода г 22,62
8,43
Стальной стержень
3
Цемент-100
8,0
Порода с глинистой коркой
АЦФ - 100
4-15
6-00
1580
25
4,33
1,44
0,33
NaOH - 1,75
Пресная вода - 34,25
8,5
Стальной стержень
4
Цемент - 100
7,8
Порода с глинистой коркой
ФР-12 - 20
3-20
4-50
1890
20
2,09
4,65
2,22
Формалин - 7,0
Пресная вода - 25
7,5
Стальной стержень
Прототип
Цемент - 100
4,65<sup>*</sup>
Порода с глинистой коркой
5
Мовиол - 0,25
7-00
7-50
1820
20
2,80*
6,5
2,32<sup>*</sup>
Пента - 0,025
Пресная вода - 50
5,5<sup>*</sup>
Стальной стержень