Введение
В данной статье поднята проблема негерметичности межколонного пространства (МКП). Представлен комплекс эффективных решений, позволяющий снизить количество скважин с негерметичностью МКП: цементирование тяжелым цементным раствором с высотой подъема не до устья, повышение центрации до 80 %, увеличение времени ожидания затвердевания цемента до 48 ч, разгрузка колонны на клинья в течение времени, когда цемент не находится в переходном состоянии.
Данный метод не требует увеличения затрат, наоборот, он дает экономию за счет исключения пачки облегченного цементного раствора. Представлен новый дизайн цементирования эксплуатационных колонн. Предложенный метод показал значительную технологическую и экономическую эффективность и закрепился в линейке применяемых в регионе технологий.
Актуальность проблемы
Главной целью компании-оператора является быстрый ввод скважины в эксплуатацию после окончания бурения. Основной причиной, по которой данная задача не всегда выполнима, является негерметичность межколонного пространства (МКП) после первичного цементирования.
В Волго-Уральском регионе эта проблема стоит особенно остро: сложные геологические условия, финансовые ограничения при строительстве скважины и др. Для ее решения были собраны лучшие практики по цементированию, проведены опытно-промышленные работы, выполнен анализ полученных результатов, выведена эффективная формула, позволяющая добиться герметичности межколонного пространства.
Анализ применяемых технологий
В данном регионе применялся целый спектр различных мероприятий (вместе и по отдельности) для решения проблем негерметичности МКП: применение цементных растворов с пониженными реологическими параметрами для лучшего замещения бурового раствора цементным, цементирование с закачкой и продавкой цементных растворов на минимальной производительности, использование цементировочных корзин, цементирование тяжелым цементным раствором до устья секции технических колонн, оптимизация количества центраторов и турбулизаторов, увеличение объема буферных жидкостей, подогрев продавочной жидкости и др.
Положительный результат при проведении опытно-промышленных работ был получен при цементировании тяжелым цементным раствором с высотой подъема не до устья в комплексе с использованием дополнительных инструментов, таких как повышение центрации до 80%, увеличение времени ожидания затвердевания цемента до 48 ч, разгрузка колонны на клинья в течение времени, когда цемент не находится в переходном состоянии.
Новый дизайн цементирования
Согласно групповому рабочему проекту (рис. 1), цементирование эксплуатационных колонн в Волго-Уральском регионе выполняется при следующих условиях: высота подъема облегченного цементного раствора до устья, перекрытие тяжелым цементным раствором Кунгурского яруса. При данном дизайне вероятность флюидопроявления составляет 2,7; критическое значение силы геля – 200 фунт/100 фут².
В соответствии с новым дизайном цементирования (рис. 2) и учетом ПБНиГП высота подъема цементного раствора за башмаком предыдущей обсадной колонны газовых скважин составляет 500 м. Исключена порция облегченного цементного раствора. Данная технология имеет ограничения применения ввиду прямой зависимости от глубины спуска башмака предыдущей колонны.
Исходя из вышеприведенных расчетов при уходе от облегченного цемента и недоподъеме цементного раствора до устья вероятность возникновения перетока снижается до 1,3. Критическое значение силы геля составляет 330 фунт/100 фут².
Механизм миграции газа и расчеты
Миграция газа или флюида проходит через кольцевое пространство вверх через столб жидкости цементного раствора. По мере продвижения через цементный раствор прорезается канал, который становится постоянным, когда цемент схватился, после чего образовавшийся канал позволяет газу или флюиду непрерывно выходить из пласта.
Из мировой практики цементирования скважин известно, что самый уязвимый период формирования цементного камня – это переходное состояние из жидкого в твердое (API Standard 65-part 2). В этот момент цементный раствор получает гелеобразное состояние и практически не имеет гидростатического давления. В результате этих физических изменений значительно возрастает риск поступления пластовых флюидов в цементный раствор и, как следствие, образования каналов в цементном камне. Наличие каналов в сформированном цементном камне неизбежно ведет к возникновению избыточного давления в межколонном пространстве.
После выполнения работы по цементированию и получения момента «СТОП» цементный раствор, находясь в этот момент в жидком состоянии, создает гидростатическое давление, что на рис. 3 обозначено как «избыточное давление» (Overbalance pressure). В статических условиях цементный раствор теряет гидростатику по мере схватывания. Это можно увидеть на представленном графике. Кривая избыточного давления уменьшается и в какой-то момент достигает точки, равной поровому давлению. Данная точка есть критическое значение силы геля. Когда гидростатическое давление равно поровому давлению, появляется риск притока газа или флюида.
Критическое значение силы геля (CSGC) – это общий термин, использующийся в нефтегазовой отрасли. Вероятность флюидопроявления (FP) – это модуль, разработанный компанией Halliburton, который классифицирует потенциальную миграцию газа или флюида. Формула расчета следующая: CSGS=(OBP)(300)/(L/D eff ), где OBP – избыточное давление, давление гидростатики – поровое давление; 300 – постоянная величина; L – длина столба жидкости цементного раствора над зоной перетока; D eff – эффективный диаметр = D oh – D e ; D oh – диаметр открытого ствола; D e – внешний диаметр обсадной колонны.
Принцип расчета вероятности флюидопроявления практически такой же, как расчет критического значения силы геля. В расчете используются те же параметры: эффективный диаметр, избыточное давление, длина столба жидкости цементного раствора над зоной перетока. Формула расчета следующая: FP = MPR/OBP. OBP (избыточное давление) = давление гидростатики – поровое давление; MPR (максимальное снижение давления) = максимальное поровое давление – максимальное давление на поверхности или MPR~(500/300) (L/ D), где L – длина столба жидкости цементного раствора над зоной перетока; D – эффективный диаметр.
Рассчитанные в программном обеспечении критическое значение силы геля и вероятность флюидопроявления обратно пропорциональны. Корреляция продемонстрирована в приведенном ниже уравнении: CSGS ≈ 500/ FP.
Для увеличения критического значения силы геля и, как следствие, снижения вероятности флюидопроявления, согласно приведенным выше формулам, влияние можно оказывать на три основных параметра, что в итоге приводит к предотвращению миграции газа или флюида.
Первый параметр из формулы – это избыточное давление (разница гидростатического давления и порового давления). Чем больше гидростатическое давление, тем выше критическое значение силы геля и ниже вероятность флюидопроявления.
Второй параметр из формулы – это длина столба жидкости цементного раствора над зоной перетока. Чем больше длина столба жидкости цементного раствора в затрубном пространстве, тем меньше будет гидростатическое давление над «головой» цемента. В момент, когда цементный раствор схватится и потеряет гидростатическое давление, риск проявления усиливается, т.к. сверху цементного раствора гидростатическое давление будет меньше.
Третий параметр – это эффективный диаметр, т.е. разница диаметра открытого ствола и внешнего диаметра обсадной колонны. Чем больше эффективный диаметр, тем больше гидростатики противостоит поровому давлению.
Результаты опытно-промышленных работ
Путем постоянного анализа была выведена основная закономерность, которая в итоге привела к положительному результату, при этом исключив дополнительные затраты на менее эффективные решения. На семи скважинах-кандидатах, где достигалась требуемая центрация и выдерживалось время ожидания затвердевания цемента согласно рекомендациям подрядчика (посадка на клинья производилась в требуемом интервале времени), была изменена высота подъема цементного раствора, а именно цементирование не до устья, с перекрытием 500 м башмака предыдущей колонны, а также исключена порция облегченного цемента.
Общий процент герметичных МКП составил около 60% (4 скважины), когда за аналогичный период при цементировании без соблюдения указанных условий общий процент герметичных МКП – 0%. Уменьшение негерметичных МКП позволило сократить количество изоляционных работ, выполняемых путем закачки отверждающих материалов в межколонное пространство, ориентировочно на 25 операций (до 5–7 операций выполнялось ранее при устранении негерметичности на одной скважине).
В результате общая экономия на химических реагентах, работе техники и т.п. составила более 10% от стоимости работы по цементированию. Это также привело к ускорению процесса ввода скважин в эксплуатацию (в среднем на семь суток). В итоге заказчиком была получена значительная экономия за счет уменьшения сроков строительства и сокращения расходов на материалы, технику и др. Внедрение данного метода крепления обсадной колонны не ведет к увеличению затрат на строительство скважины и позволяет существенно снизить риск утраты скважины из добывающего фонда.
Заключение
Особую актуальность проблема негерметичности МКП и, как следствие, возникновение МКД приобретает на газовых и газоконденсатных месторождениях по всему миру (Астраханское газоконденсатное месторождение, Карачаганак, ВУ ОНГКМ и др.), пластовый флюид которых содержит агрессивный и токсичный сероводород. Достоинством данной технологии, в отличие от закачки отверждающих материалов в МКП, является то, что межколонное пространство не блокируется навсегда. Любой отверждающийся материал со временем подвержен химической, термической и механической деструкции, поэтому вполне возможно повторное возникновение негерметичности МКП, но при этом закачать еще что-то в МКП будет очень затруднительно.
Предполагаемый метод, снижающий отрицательные последствия и высокую стоимость решения проблем негерметичности МКП, показал технологическую и экономическую эффективность, что дает ему право занять достойное место в линейке применяемых в регионе технологий.
Впервые на данном месторождении были получены положительные результаты в плане ускоренного процесса ввода скважин в эксплуатацию. Руководством заказчика принято решение продолжить проведение опытных работ, получить дополнительную статистику, доработать общий подход к выполнению операций по цементированию, рассмотреть вопрос о тиражировании нового подхода на все скважины и все сервисные компании. За 2020–2022 гг. в Волго-Уральском регионе ни одна из применяемых технологий по решению проблем негерметичности МКП не позволила на данный момент добиться сравнимых технологических показателей, которые удалось достичь после применения разработанного комплексного подхода.