Как правильно работать с нефтедобывающими скважинами...

Некоторые вопросы нефтедобычи…

В начале 70-х годов на месторождениях Среднего Приобья стали проводить работы по увеличению высоты подъема тампонажного раствора за эксплуатационными колоннами до 1500—2000 м и более: при наличии в разрезе газовых пластов и напорных вод в талицкой свите — до башмака кондуктора, в остальных случаях — с перекрытием покурской свиты. Первоначально начали увеличивать объем закачиваемого тампонажного раствора. При этом были достигнуты определенные успехи. Однако опыт цементирования показал, что вследствие поглощений такое решение не всегда дает приращение высоты подъема тампонажного раствора.

Поглощения в процессе цементирования на Среднем Приобье в основном связаны с гидроразрывом пластов в нижней части разреза. В большинстве случаев раскрываются уже имеющиеся в породе трещины (естественные или искусственные, образовавшиеся при бурении или спуске колонны).

Градиенты давления гидроразрыва (в МПа/м) пластов группы Б по месторождениям различаются незначительно.

Самотлорское 0,0160
Варьеганское 0,0155
Аганское 0,0151
Федоровское 0,0163
Быстринское 0,0159
Савуйское 0,0159
Усть-Балыкское 0,0162
Южно-Сургутское 0,0163
Мамонтовское 0,0161
Правдинское 0,0167

Как видно, средняя величина их, за некоторыми исключениями, близка к 0,016 МПа/м. В этих условиях для обеспечения проектной высоты подъема необходим облегченный тампонажный раствор плотностью не более 1,4 г/см³, которым заполняют затрубное пространство в непродуктивной части разреза. Такие цементы промышленность не выпускает. Поэтому важно снизить потери давления в затрубном пространстве.

Прямые методы контроля скорости восходящего потока из-за неопределенности условий в реальной скважине недостаточно эффективны. С 1973 г. на Самотлорском месторождении стали применять метод контроля давления, возникающего в затрубном пространстве у башмака спущенной колонны в процессе продавливания, по давлению на устье. Это позволило существенно повысить качество крепления. Так, уже в 1973 г. башмак кондуктора был перекрыт в 50% скважин на пласты группы Б (по сравнению с 32% в 1972 г.), а в 1977 г. в 90%. Одновременно в 2 раза сократилось число случаев гидроразрыва пластов в процессе цементирования. Объем используемого тампонажного раствора за этот период практически не изменился.

Было выявлено, что наблюдающиеся еще недоподъемы связаны с технологическими нарушениями при проводке скважин и неподготовленностью ствола к цементированию; нарушениями режима продавливания; аномально низкими градиентами давления гидроразрыва на отдельных участках месторождения; недостаточным количеством используемых материалов.

Кроме того, не исключено неправильное определение уровня глиноцементного раствора вследствие замедленного набора прочности камня, образующегося при низкой температуре в верхней части разреза, и несовершенства существующих геофизических методов.

Перспективно применение аэрированных тампонажных растворов. На Самотлорском месторождении для аэрирования использовали компрессор УКП-80, но из-за отсутствия последнего в достаточном количестве этот способ не находит широкого применения. В 1976—1978 гг. в Нижневартовском УБР № 1 химически аэрированным тампонажным раствором были зацементированы десятки скважин. В отдельных случаях удалось поднять цементный раствор плотностью 1,80 г/см³ на проектную высоту, что ранее считалось недостижимым. Однако степень аэрации при этом не высока, что ограничивает возможности метода.

В конце 1977 г. для аэрации стали применять буровые компрессоры. При этом использовали известное явление отрыва потока при поступлении в колонну тампонажного раствора плотностью, большей плотности заполняющей скважину жидкости. После закачивания 6—40 м³ давление на устье снижается до минимума, позволяющего вводить воздух компрессорами КТ-6 (через обратный клапан). Степень аэрации можно повысить до 6—10 и более. Опробование этого метода в промысловых условиях показало его технологичность. Дополнительных затрат при этом практически не требуется.

Положительные результаты получены при цементировании некоторых осложненных скважин. Например, цементирование эксплуатационной колонны в скв. 509 начали при интенсивном поглощении бурового раствора. Аэрирование тампонажного раствора с помощью двух компрессоров КТ-6 позволило поднять его до уровня 87 м, т. е. выше башмака кондуктора. Эффективность и несложность осуществления метода позволили рекомендовать его во всех случаях, когда возможен гидроразрыв пластов в процессе цементирования.

Вместе с тем, как показал опыт, в осложненных условиях аэрирование как компрессором УКП-80, так и буровыми компрессорами не всегда дает желаемые результаты. Например, эксплуатационные колонны в скв. 10130, 10051 цементировали при интенсивном поглощении. Предотвратить потери раствора аэрированием его двумя буровыми компрессорами не удалось, недоподъем до башмака кондуктора составил 150—200 м.

В особо сложных случаях необходимо использовать следующий комплекс мероприятий: аэрирование тампонажного раствора при пониженной скорости затворения для повышения степени аэрации; снижение водоотдачи цементного раствора; введение наполнителей в сухую смесь. Непременное условие предотвращения гидроразрыва пластов — ограничение скорости продавливания по предельно допустимому давлению нагнетания.

УДК 622.245.423
В. Г. Добрянский, И. И. Цепеляев (СибНИИНП),
Г. А. Александрович (Нижневартовское УБР № 1)

Well Cementing in Absorption Conditions

In the early 1970s, work began to increase the height of the cement slurry lift behind the production casings to 1,500–2,000 m or more at the Middle Ob fields: in the presence of gas formations and pressure waters in the Talitskaya suite — to the conductor shoe, in other cases — with the overlap of the Pokurskaya suite. Initially, they began to increase the volume of the injected cement slurry. Some success was achieved. However, cementing experience has shown that due to absorption, such a solution does not always provide an increase in the height of the cement slurry lift.

Absorption during cementing in the Middle Ob is mainly associated with hydraulic fracturing of formations in the lower part of the section. In most cases, cracks already present in the rock (natural or artificial, formed during drilling or lowering the casing) are opened. The hydraulic fracturing pressure gradients (in MPa/m) of the Group B formations differ slightly across the fields.

Samotlorskoye 0.0160
Varyeganskoye 0.0155
Aganskoye 0.0151
Fedorovskoye 0.0163
Bystrinskoye 0.0159
Savuyskoye 0.0159
Ust-Balykskoye 0.0162
Yuzhno-Surgutskoye 0.0163
Mamontovskoye 0.0161
Pravdinskoye 0.0167

As can be seen, their average value, with some exceptions, is close to 0.016 MPa/m. Under these conditions, to ensure the design lifting height, a lightweight cement slurry with a density of no more than 1.4 g/cm³ is required, which is used to fill the annular space in the unproductive part of the section. The industry does not produce such cements. Therefore, it is important to reduce pressure losses in the annular space. Direct methods of monitoring the velocity of the ascending flow are not effective enough due to the uncertainty of conditions in a real well. Since 1973, the Samotlor field has been using a method of monitoring the pressure arising in the annular space at the shoe of the lowered string during the squeezing process, based on the pressure at the wellhead. This has made it possible to significantly improve the quality of fastening. Thus, already in 1973 the conductor shoe was blocked in 50% of wells in the B group formations (compared to 32% in 1972), and in 1977 in 90%. At the same time, the number of cases of hydraulic fracturing of formations during cementing decreased by 2 times. The volume of cement slurry used during this period remained virtually unchanged.

It was found that the still observed underlifts are associated with technological violations during well drilling and unpreparedness of the wellbore for cementing; violations of the squeezing mode; abnormally low gradients of hydraulic fracturing pressure in certain areas of the field; insufficient amount of materials used.

In addition, it is possible that the level of the clay-cement slurry is incorrectly determined due to the slow gain in strength of the stone formed at low temperatures in the upper part of the section, and the imperfection of existing geophysical methods.

The use of aerated cement slurries is promising. At the Samotlor field, a compressor UKP-80 was used for aeration, but due to the lack of the latter in sufficient quantities, this method is not widely used. In 1976-1978, dozens of wells were cemented with chemically aerated cement slurry at Nizhnevartovsk UBR No. 1. In some cases, it was possible to raise the cement slurry with a density of 1.80 g/cm³ to the design height, which was previously considered unattainable. However, the degree of aeration is not high, which limits the capabilities of the method. At the end of 1977, drilling compressors began to be used for aeration. In this case, the well-known phenomenon of flow separation was used when a cement slurry with a density greater than the density of the liquid filling the well enters the column. After pumping in 6-40 m³, the pressure at the wellhead decreases to a minimum, allowing air to be introduced using KT-6 compressors (through a check valve). The degree of aeration can be increased to 6-10 or more. Testing of this method in field conditions has shown its technological effectiveness. It requires practically no additional costs.

Positive results were obtained during cementing of some complicated wells. For example, cementing of the production string in well 509 began with intensive absorption of the drilling mud. Aeration of the cement slurry using two KT-6 compressors made it possible to raise it to a level of 87 m, i.e. above the conductor shoe. The efficiency and simplicity of the method made it possible to recommend it in all cases where hydraulic fracturing of formations is possible during cementing.

At the same time, as experience has shown, in complicated conditions aeration with both the UKP-80 compressor and drilling compressors does not always give the desired results. For example, production strings in wells 10130, 10051 were cemented with intensive absorption. It was not possible to prevent the loss of the solution by aerating it with two drilling compressors; the underlift to the conductor shoe was 150-200 m.

In particularly difficult cases, it is necessary to use the following set of measures: aeration of the cement slurry at a reduced mixing speed to increase the degree of aeration; reduction of water loss of the cement slurry; introduction of fillers into the dry mixture. An indispensable condition for preventing hydraulic fracturing is limiting the pumping speed according to the maximum permissible injection pressure.

UDC 622.245.423
V. G. Dobryansky, I. I. Tsepelyaev (SibNIINP),
G. A. Aleksandrovich (Nizhnevartovsk UBR No. 1)