СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
METHOD OF WELL CEMENTING UNDER CONDITIONS OF ABNORMALLY LOW FORMATION PRESSURE

Настоящее изобретение относится к нефтегазовой промышленности и, конкретно, к области первичного и вторичного цементирования скважин с применением пенной технологии. Такое цементирование подразумевает полное или частичное цементирование заколонного пространства обсадных колонн в скважинах в условиях аномально низкого пластового давления (ниже гидростатического) и катастрофических поглощений обычного цементного раствора, восстановление цементного кольца за обсадной колонной, ликвидацию грифонов, водоперетоков между пластами и водопритоков в скважины. Пеноцементный раствор является одним из наиболее эффективных тампонирующих средств. Однако известные технологии, не обеспечивают достижение необходимого результата при комплексе условий, осложняющих цементирование. В ряде случаев необходимо создание цементного камня, который формируется и работает в условиях катастрофических поглощений, значительных перепадов температур и давлений, повышенной химической и микробиологической коррозии.
Известен способ цементирования скважины в условиях аномально низкого пластового давления, включающий закачку в скважину пенного цементного раствора, содержащего портландцемент, воду, пенообразователь и воздух (см., например, SU 1745893, 07.07.1992).
Недостатком известного способа является его низкая эффективность, поскольку применяемый цементный раствор имеет низкую тампонирующую способность и невысокую стабильность, что не обеспечивает качественного цементирования особенно в условиях теплового воздействия. Цементный камень на таком растворе имеет низкую устойчивость к ударным нагрузкам, например, во время перфорации, и низкую коррозионную стойкость.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности цементирования за счет повышения тампонирующей способности применяемого пенного цементного раствора и стабильности его пенной структуры, а также повышения устойчивости цементного камня на его основе к температурным, ударным и коррозионным воздействиям.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ цементирования скважины в условиях аномально низкого пластового давления включает закачку в скважину безусадочного пенного цементного раствора с коэффициентом тампонирующей способности не менее 5,6 и величиной расширения 0,5-1,0%, для чего из условия предотвращения поглощения пенного цементного раствора наиболее слабым пластом рассчитывают плотность этого раствора на пластовые условия, затем смешивают в сухом виде базовый цемент «ПЦТ Д0-400», цемент «Gorkal-70», резиновую крошку и фиброволокно полипропиленовое в следующих соотношениях, % вес. на 1 т сухой смеси:
базовый цемент «ПЦТ Д0-400»
89,9-91,7
цемент «Gorkal-70»
3,6-4,4
резиновая крошка фракции до 0,5 мм
4,5-5,5
фиброволокно полипропиленовое фракции до 12 мм
0,18-0,22,
3
3
полученную сухую смесь смешивают с пресной водой, исходя из отношения этой воды к полученной сухой смеси 0,5-0,65, а объем такого цементного раствора принимают из расчета 1-3 м на 1 м вскрытой мощности пласта, затем в полученный раствор, в расчете на 1 м, добавляют пенообразователь в количестве 0,5-1,5 кг и пропускают этот раствор через смеситель на устье скважины, где его смешивают с газом или воздухом до получения расчетной плотности цементного раствора, после чего пенный цементный раствор подвергают обработке магнитным полем напряженностью 0,8-1,2 килоэрстед.
Сущность предложенного изобретения заключается в том, чтобы в соответствии со способом обеспечить, прежде всего, возможность цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, значительных перепадов температур, свойственных тепловым методам интенсификации добычи нефти, ударных нагрузок и коррозии.
В результате натурных, лабораторных исследований, а также в результате использования на промышленных объектах установлено, что положительный результат цементирования для данных условий может быть получен только с применением пеноцементной технологии. Использование этой технологии потребовало учета пластовых условий, влияющих как на пенный цементный раствор, так и на его цементный камень. Цементный раствор в пластовых условиях на стадии ожидания затвердевания - ОЗЦ должен препятствовать проникновению и фильтрации через него пластовой жидкости. Степень проявления этого свойства характеризуют коэффициентом тампонирующей способности (способностью препятствовать проникновению и фильтрации через тампонирующий - цементный раствор пластовой жидкости). Для применяемого пенного цементного раствора этот коэффициент должен быть не менее 5,6 (для обычного цементного раствора эта величина не превышает 3,0). Диапазон оптимальных значений коэффициента тампонирующей способности по опытным данным составляет 5,6-8. При этом цементный камень на основе пенного цементного раствора должен иметь достаточную герметичность на контакте с породой и обсадной трубой, быть, как минимум, безусадочным, иметь достаточную величину расширения - в пределах +(0,5-1,0)%, иметь устойчивость от химической и микробиологической коррозии. Все это обеспечивают сочетанием вышеупомянутых ингредиентов в смеси на воде и при заданных соотношениях, последующим аэрированием или газированием полученного раствора, а затем и магнитной обработкой этого раствора - магнитным полем напряженностью, например, 0,8-1,2 килоэрстед.
Способ осуществляют следующим образом.
В добывающей скважине, в процессе разработки залежи тепловым методом, со временем тестируют от нагнетательной скважины прорыв пара по заколонному пространству, связанному с пластом, пересеченным многочисленными тектоническими нарушениями и густой сетью мелких трещин. Давление в пласте аномально низкое - на 10% ниже гидростатического давления. Для ликвидации интервала негерметичности предусматривают использование пенного цементного раствора с коэффициентом тампонирующей способности не менее 5,6 и величиной расширения 0,5-1,0%. Коэффициент тампонирующей способности рассчитывают следующим образом.
n
Для предотвращения поглощения пенного цементного раствора (наиболее слабым пластом) рассчитывают плотность этого раствора - ρ в пластовых условиях по выражению:
ц
3
где ρ - плотность исходного цементного раствора, кг/м;
г.о.
г.о.
3
3
ρ - плотность воздуха при нормальных условиях, кг/м (ρ=1,29 кг/м);
о
о
P; T - стандартное давление и температура, атм, К;
Р; Т - пластовые давление и температура, атм, К;
α - степень аэрации или газирования;
г.о.
ж
α=Q/Q,
г.o.
где Q - расход газа при стандартном давлении и температуре, л/с;
ж
Q - расход жидкости, л/с.
Степень аэрации или газирования в пластовых условиях принимают по опытным данным, которые приведены в табл.1 и имеют следующий вид:
Таблица 1
Пластовое давление, кг/см<sup>2</sup>
<50
>100
>200
Степень аэрации, α
1-2
0,8-1,5
0,5-1,0
3
Объем пеноцементного раствора в расчетах принимают в зависимости от вскрытой мощности пласта, степени дренированности, текущего дебита скважины и обводненности ее продукции. По опыту проведения работ по водоизоляции пласта количество пенного цементного раствора, закачиваемого в призабойную зону пласта в один прием (в расчете на «чистый» цементный раствор на 1 м вскрытой мощности), принимают равным 1-3 м.
Затем смешивают в сухом виде базовый цемент «ПЦТ Д0-400» (ГОСТ 1581-96), цемент «Gorkal-70» (ГОСТ 969-91), резиновую крошку (ТУ 38.108035-97) и фиброволокно полипропиленовое в следующих соотношениях,  вес.% на 1 т сухой смеси;
базовый цемент «ПЦТ Д0-400»
89,9-91,7
цемент «Gorkal-70»
3,6-4,4
резиновая крошка фракции до 0,5 мм
4,5-5,5
фиброволокно полипропиленовое фракции до 12 мм
0,18-0,22
Базовый цемент «ПЦТ Д0-400» применяют в данном случае ввиду оптимальных характеристик его клинкера, обеспечивающего максимальную стабильность свойств при температурных перепадах (безусадочность). Цемент «Gorkal-70» применяют как расширяющую добавку, обеспечивающую необходимое расширение цементного камня при его твердении и оптимальную адгезию цементного камня на его контактах с породой и обсадной колонной. Этот цемент может быть как глиноземистым цементом на основе однокальциевого силиката, так и высокоглиноземистым цементом на основе двухкальциевого силиката. Необходимый эффект, в большей или меньшей степени, достигается в любом случае. С применением цемента на основе однокальциевого силиката его применяют, например, в количествах от средних и выше них - до максимальных значений, принадлежащих вышеупомянутому интервалу значений. С применением цемента на основе двухкальциевого силиката его применяют, например, в количествах от минимальных до средних значений, принадлежащих вышеупомянутому интервалу значений.
Резиновую крошку и фиброволокно полипропиленовое применяют в сочетании фракций 0,5 и 12 мм из условия обеспечения равномерности заполнения ими цементного раствора и придания необходимых бронирующих свойств оболочкам пены. Кроме того, в качестве наполнителя они обеспечивают снижение поглощения цементного раствора, придание пластичных - противоударных свойств цементному камню при его температурной деформации и силовых динамических нагрузках.
Фиброволокно полипропиленовое - продукт Российского производства, полный аналог по применению таких полипропиленовых волокон как фиброволокна британской марки фибрин (fibrin) производства компании Adfil. Армирующие полипропиленовые волокна производят непрерывным способом из гранул чистейшего полипропилена С3Н6 путем экструзии и вытяжки при нагревании с последующим нанесением на поверхность замасливающего состава, способствующего рассеиванию и сцеплению поверхности фиброволокна с цементным раствором, затем производят нарезку волокна в зависимости от области применения. Фиброволокна полипропиленовые применяют определенного размера, которые в сочетании с определенным размером резиновой крошки и упомянутыми выше типами цемента придают необходимые бронирующие свойства пене в структуре цементного раствора и устойчивость на его базе цементного камня от комплекса воздействий в скважин (например, воздействие высоких температур, перепадов давлений и ударных нагрузок, возникающих, например, при перфорации обсадных колонн, а также коррозии). Этот эффект в настоящее время пока не находит полного объяснения, но технический результат уже получен и обеспечивает значительный экономический эффект, подтвержденный реальными фактами использования на промышленных объектах.
3
Полученную сухую смесь смешивают с пресной водой, исходя из отношения этой воды к полученной сухой смеси 0,5-0,65. Количество такого цементного раствора получают из расчета его расхода в объеме 1-3 м на 1 м вскрытой мощности пласта. Затем в полученный раствор, в расчете на 1 м, добавляют пенообразователь, например, «Неонол» (ТУ 2483-07705766801-98) или «ПО-1» (ГОСТ 6948-70), или «ПО-6К» (ГОСТ 6948-70) в количестве 0,5-1,5 кг. Пенообразователь применяют для диспергирования и стабилизации пузырьков газа в растворе с целью снижения его плотности.
Пенный цементный раствор пропускают через смеситель, например, эжектор, где его смешивают с газом или воздухом до получения расчетной плотности пенного цементного раствора в пластовых условиях.
После этого пенный цементный раствор пропускают через магнитное устройство, где на этот раствор воздействуют магнитным полем напряженностью 0,8-1,2 килоэрстед. Такая обработка пенного цементного раствора обеспечивает повышение его стабильности, седиментационной и суффозионной устойчивости во время ОЗЦ и снижение проницаемости камня. Механизм магнитной обработки основан на совокупной активации и диспергировании частиц композиции цементного раствора и создании дополнительных центров роста кристаллов гидросиликатов из раствора и, как следствие, создании мелкозернистой структуры камня. Именно в рассматриваемой композиции цементного раствора эти частицы в экспоненциальной зависимости увеличивают число центров кристаллизации гидросиликатов, что резко повышает его тампонирующую способность до 5,6.
Воздействие магнитным полем может быть осуществлено в непрерывном режиме и при постоянной выбранной напряженности. Может быть выбран вариант периодической обработки магнитным полем со ступенчатым увеличением или уменьшением напряженности магнитного поля до установленной величины. Время периодической обработки может быть выбрано тоже с его изменением (увеличением или уменьшением) по ступенчатому закону. Могут быть приняты варианты в сочетании и режимов и времени обработки.
Пример осуществления способа.
2
В нефтяной залежи размером 36×5 км пластового типа промышленные запасы приурочены к III пласту, который залегает на глубине 130-220 м в песчаниках среднего и верхнего девона. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 26 м, средняя пористость пласта - 25%, средняя проницаемость - 2,0 мкм. Геологическая характеристика месторождения приведена в таблице №2.
Таблица №2
Наименование характеристик
Яр-ая площадь
Лы-ая площадь
Веж-ая площадь
Глубина кровли горизонта, м.
175
180
133
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
16,3
8,7
8,6
Пористость, %
26
25,0
24
Газопроницаемость, мкм<sup>2</sup>
2,76
1,94
0,32
Нефтенасыщенность, %
87
86
85
Плотность нефти при t=20°C, кг/м<sup>3</sup>
945
948
945
Вязкость нефти,
10000-12000
12000-15000
12000-15000
Пластовая температура, °C
6-8
8
8
Визуальные наблюдения в процессе разработки залежи показали, что III пласт разбит многочисленными тектоническими нарушениями, расположенными через 20-25 м в среднем, и густой сетью мелких трещин.
Установлено, что многие нарушения и трещины пересекают всю мощность продуктивного пласта и входят в подстилающие пласт метаморфические сланцы. Тектоническая нарушенность месторождения еще больше осложняется многочисленными трещинами и послойными перемещениями. Помимо этого песчаникам III пласта также присуща глыбовая трещиноватость, наглядно проявляющаяся в хорошо отсортированных плотных разностях.
3
3
Нефть, насыщающая III пласт, характеризуется аномально высокой вязкостью - 10-12 тыс. Па·с в среднем при начальной температуре 6-8°C. Начальное пластовое давление - 1,0-1,3 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях - 933 кг/м, дегазированной - 945 кг/м, нефть малосернистая (до 1,1 мас.%), малопарафинистая (0,5%). При повышении температуры пласта до 120°C вязкость нефти снижается почти в 1000 раз. Этот факт является главной предпосылкой применения тепловых методов воздействия на пласт.
Одним из негативных моментов применение тепловых методов (закачка пара с поверхности) при разработке Яр-ой площади, является прорыв пара в стволы добывающих скважин, что приводит к непроизводительному расходу тепла, увеличению температуры в скважине, а также снижению добычи нефти.
Перспективным направлением борьбы с прорывами пара является применение пеноцементной технологии с использованием новой рецептуры цементного состава. Цементный камень, полученный из этого состава с применением пеноцементной технологии, обладает повышенными структурно-механическими свойствами, а также способностью противостоять резким температурным нагрузкам.
Для ликвидации прорывов пара осуществляют закачку в скважину безусадочного пенного цементного раствора с коэффициентом тампонирующей способности не менее 5,6 и величиной расширения 0,5-1,0%. Для выполнения этого условия вначале рассчитывают плотность этого раствора на пластовые условия из условия предотвращения поглощения пенного цементного раствора наиболее слабым пластом. Расчет осуществляют по формуле (1).
Затем смешивают в сухом виде базовый цемент «ПЦТ Д0-400», цемент «Gorkal-70», резиновую крошку и фибру строительную в следующих соотношениях, вес.% на 1 т сухой смеси:
базовый цемент «ПЦТ Д0-400»
90,8
цемент «Gorkal-70»
4,0
резиновая крошка фракции до 0,5 мм
5,0
фиброволокно полипропиленовое фракции до 12 мм
0,2.
3
3
Полученную сухую смесь смешивают с пресной водой из расчета отношения воды к твердой фазе 0,5. Объем такого цементного раствора принимают из расчета 2 м на 1 м вскрытой мощности пласта. Затем в полученный раствор, в расчете на 1 м, добавляют пенообразователь в количестве 1 кг и пропускают этот раствор через смеситель на устье скважины, где его смешивают с воздухом до получения расчетной плотности цементного раствора.
3
Например, при совместной работе двух компрессоров СД 9/101, с закачкой цементного раствора плотностью 1800 кг/м цементировочным агрегатом ЦА-320М с расходом 3,56 л/с, степень аэрации составит:
г.о.
ж
α=Q/Q=300/3,56=84
При пластовом давлении 120 атм (12,0 МПа) и температуре 70°C (343°К) плотность составит:
ж
г
Объем пенного цементного раствора в пластовых условиях состоит из объемов жидкой (V) и газообразной (V) фазы
п.ц.
ж
г
V=V+V
В расчетах принимают, что воздух подчиняется закону Бойля-Мариотта, т.е.
1
1
2
2
PV=PV
Потерями на растворимость газа в жидкости пренебрегают ввиду их незначительности (всего 5%).
В связи с износом технологического оборудования (компрессоров, соединительных муфт, резьбовых соединений и т.п.) и исходя из опыта практического использования пенных цементных растворов фактический объем воздушной части должен превышать расчетный на 10-15%.
2
3
3
3
3
3
ж
г
в.о.
2
2
1
Например, необходимо изолировать 10 м пласта при пластовом давлении 100 кг/см. Из табл.1 принимают степень аэрации 1,0 и 2 м пенного цементного раствора на 1 м мощности пласта, т.е. 20 м пенного цементного раствора. В этом случае необходимый объем газовой фазы составит 20 м (α=V/V=1), что при атмосферном давлении соответствует V=(PV)/P=(10×20)/1=2000 м воздуха. Приняв на 10-15% больше расчетного, т.е. 2200-2300 м воздуха, приступают к операции одновременной закачки воздуха и цементного раствора, исходя из подачи применяемых компрессоров и цементировочных агрегатов. После этого пенный цементный раствор обрабатывают магнитным полем напряженностью 1 килоэрстед.
С целью уменьшения контакта пенного цементного раствора с пластовой водой и поверхностно-активными веществами, адсорбированными на стенках проводящих каналов, которые могут обладать пеногасящими свойствами, закачивают перед пенным цементным раствором пенную буферную жидкость в виде пенного буфера. Также пенный буфер закачивают и с целью уменьшения поглощения пенного цементного раствора. Он заполняет каверны и трещины в прискважинной зоне и препятствует потере пенного цементного раствора по промытым зонам.
Объем буферной жидкости принимают не менее 1-2-х кратного объема пенного цементного раствора, приведенного к пластовым условиям.
Время жизнестойкости пенного буферного раствора выбирают исходя из продолжительности процесса цементирования скважины.
3
3
Объем буферной жидкости принимают из расчета 1-3 м на 1 м вскрытой мощности пласта. Расчетную плотность смеси в пластовых условиях принимают 0,35-0,50 г/см. Буферный раствор при полимеризации в пластовых условиях обладает гидрофобными свойствами, что в дальнейшем будет способствовать притоку нефти к интервалу перфорации. Продавку осуществляют технической водой. Рабочее давление в конце продавки должно ориентировочно составлять 40-70 атм.