УДК 622.245.422
Лубан Ю.В. к.т.н., Лубан С.В к.т.н., Жолоб Н.Р.
ТОВ «Геосинтез Інженірінг»
Забіяка В.І.
ТОВ «Техкор»
Гафич І.П. к.т.н., Саченко Г.М.
ДТЕК Нафтогаз
Проблема
Зростання глибин пошукового буріння та необхідність освоєння потенціалу важковидобувних запасів діючих родовищ вимагають впровадження нових технологічних підходів до проблеми розкриття, кріплення та експлуатації колекторів з низькими фільтраційно-ємнісними властивостями, що залягають в умовах високих температур та різких коливань пластових тисків – від аномально низьких до аномально високих. Серед іншого, це застосування бурових розчинів на вуглеводневій основі, які забезпечують максимальне збереження порового простору нафтогазоносних пластів через відсутність негативного техногенного впливу, котрий має місце при використанні провальних рідин на водній основі. Зокрема досвід багаторічного використання системи інвертного емульсійного розчину (ІЕР) Witer II на об’єктах глибокого буріння ДДз підтверджує його позитивний вплив на стійкість гірських порід та високу ефективність при розкритті продуктивних пластів, навіть в зонах з несумісними гірничо-геологічними умовами, при репресіях, які можуть сягати 40 – 50 МПа і вище.
Проте задача якісної ізоляції продуктивних інтервалів, розкритих буровими розчинами на вуглеводневій основі, та збереження їх природних колекторських характеристик на етапі кріплення, потребує більш досконалих і ефективних рішень. Існуюча технологія цементування обсадних колон, що ґрунтується на використанні традиційних водо-цементних суспензій, не дозволяє уникнути контакту вуглеводневого фільтрату бурового розчину із шкідливим водним фільтратом цементу в присвердловинній зоні пласта, внаслідок якого ефект від застосування бурових розчинів на вуглеводневій основі може бути суттєво зменшений, або навіть повністю втрачений. Такий негативний вплив водного фільтрату цементного розчину у найбільшій мірі проявляється при кріпленні ущільнених, вторинних і порово-тріщинних колекторів.
Отже якісне розкриття продуктивних горизонтів можливе лише при умові створення технологічного комплексу, що охоплює процеси як буріння, так і кріплення продуктивних пластів із використанням єдиної вуглеводневої основи, як для системи бурових і цементних розчинів.
Постановка завдання
Ідея розробки системи цементного розчину, що являє собою емульсію другого роду, твердіння якої відбувається без обернення фаз, вперше була сформована в МІНХ і ГП ім. І.М. Губкіна в 70-х роках минулого сторіччя. Її практичним втіленням стала рецептура оберненого емульсійного цементного розчину (ОНЕЦР), отримана Лубаном В.З. і Оголіхіним Е.О. під керівництвом проф. Мухіна Л.К [1].
ОНЕЦР пройшов успішне випробовування в складних геологічних умовах України та Північного Кавказу, у тому числі і в зонах АВПТ [2]. Проте за період з кінця 80-х – і до початку 2000-х, коли використання бурових розчинів на вуглеводневій основі майже повністю припинилося, ці технології були втрачені.
Задача полягала в тому, щоб розробити рецептуру цементного розчину, зовнішнім середовищем якого на всіх етапах цементування повинна залишатися вуглеводнева рідина.
Технологія виготовлення і застосування ОНЕЦР повинна забезпечувати агрегативну стійкість системи на основі емульгування водної суспензії мінерального в’яжучого у вуглеводневому середовищі в присутності ПАР-емульгаторів з реологічними та фільтраційними властивостями, подібними до бурових розчинів на вуглеводневій основі.
Необхідно також було добитися від ОНЕЦР високої адгезіі та міцності зчеплення з металом і породою, у тому числі при змочуванні їх поверхні вуглеводневою рідиною.
Сучасний стан питання
Сьогодні, у зв’язку із відновленням інтересу до бурових промивальних рідин на вуглеводневій основі, знову гостро постає проблема забезпечення надійного кріплення продуктивних інтервалів обсадними колонами з максимальним збереженням властивостей пласта. В Україні набули поширення два протилежних підходи до її вирішення.
Перший, який пропонується більшістю спеціалізованих сервісних компаній, полягає у застосуванні цементного розчину на водній основі сумісно з кількома спеціальними буферними рідинами, які послідовно закачуються у свердловину. Призначення таких буферних рідин – заміщення вуглеводневого бурового розчину та відмивання кільцевого простору за обсадною колоною від його залишків.
Інший підхід – це повна відмова від цементування продуктивних інтервалів, розкритих розчинами на вуглеводневій основі, та їх перекриття фільтрами (або хвостовиками обсадних колон з наступною перфорацією), обладнаними набором водо- і нафтонабухаючих пакерів для ізоляції кільцевого простору, відокремлення водоносних горизонтів або розмежування об’єктів експлуатації.
Перший підхід має суттєві застереження, в першу чергу, в умовах кріплення низькопроникних колекторів та продуктивних горизонтів з АВПТ. Серед іншого це можливість випадання твердої фази бурових і цементних розчинів при їх контакті з буферними рідинами, утворення пробок; низька якість видалення вуглеводнів із кільцевого простору свердловини, особливо в умовах наявності каверн; можливе зменшення гідростатичного тиску при прокачуванні великого об´єму буферних рідин тощо.
Але основна проблема полягає у самому тампонажному розчині на водній основі. Його водний фільтрат при змішуванні з вуглеводневим фільтратом бурового розчину буде утворювати в ущільненому поровому просторі пластів-колекторів надзвичайно в´язкі емульсії, здатні суттєво зменшити їх проникність (рис. 1).
Застосування набухаючих пакерних систем для перекриття та ізоляції продуктивних інтервалів, розкритих вуглеводневими буровими розчинами, дає можливість повністю уникнути проблем, пов´язаних із негативним впливом цементних розчинів на водній основі. Впровадження даної технології родовищах ДТЕК Нафтогаз дозволило збільшити продуктивність свердловин та отримати суттєве прирощення видобувних запасів.
Нажаль технологія кріплення свердловин пакерними системами без цементування має свої межі застосування. Мова йде про ситуацію, що склалася на багатьох українських родовищах, коли для досягнення глибоких перспективних горизонтів з АВПТ необхідно розкривати основні видобувні об´єкти з пластовими тисками нижче гідростатичних. При цьому технологія розкриття і кріплення пластів з АНПТ повинна забезпечувати збереження їх колекторських властивостей в умовах надвисоких репресій та можливість подальшої комерційної експлуатації. Пакерні системи несуть ризики та низькоефективні для роз’єднання продуктивних і водоносних пластів, в умовах ГВК\ВНК і ін.
Розробка рецептури тампонажного розчину на вуглеводневій основі
Задача вирішувалась в рамках створення комплексної технології освоєння важковидобувних запасів ущільнених порід об’єктів діяльності ДТЕК Нафтогаз. У її вирішенні на основі Програми довгострокової співпраці брали участь науковці і спеціалісти ТОВ «Геосинтез Інженірінг», ТОВ «Техкор» та ДТЕК Нафтогаз.
Більше двох років тому були розпочаті дослідження з розробки нової системи нафтоемульсійного цементного розчину. В якості основної в’яжучої речовини ОНЕЦР використано активовану шлако-піщану суміш. Для обважнення барит, або гематит. Дисперсійним середовищем є емульсія на основі дизельного палива, що містить комплекс ПАР – емульгаторів і гідрофобізаторів твердої фази. В залежності від термобаричних умов в інтервалі цементування, водна фаза емульсії може містити реагенти-електроліти (солі, кислоти або луги). Для регулювання фільтраційних втрат та швидкості гідратації в’яжучого використані речовини, які збільшують в´язкість дисперсійного вуглеводневого середовища, зокрема окислений бітум. Враховуючи перші спроби виготовлення ОНЕЦР 1970-х, система названа ОНЕЦР-2.
Густина ОНЕЦР-2, його консистенція, фільтрація, показники електричної та седиментаційної стабільності, початок та кінець тужавіння можуть корегуватися у широких межах протягом часу приготування.
Технологічні властивості ОНЕЦР-2 суттєво залежать від багатьох факторів. Так навіть незначна зміна вмісту твердих компонентів системи, їх складу або співвідношення, призводить до потреби у корегуванні активності в’яжучого, зміни типу та кількості ПАР, концентрації електролітів тощо. Тобто склад і властивості системи спрямовано змінюються в залежності від її густини, допустимих строків тужавіння і температури на вибої свердловини.
Для ОНЕЦР-2 характерна більш висока початкова величина консистенції, ніж це властиво цементним розчинам на водній основі. Проте через уповільнений характер гідратації в’яжучого, такі значення є цілком безпечними для технологічного процесу, оскільки їх величина залишається незмінною протягом усього періоду цементування. В такому випадку величина консистенції виступає опосередкованою реологічною характеристикою тампонажної системи, а відсутність її зростання показує, що інтенсивність процесу тужавіння задовольняє термобаричним умовам свердловини і розрахунковому часу процесу цементування (рис. 2).
Характерною ознакою системи ОНЕЦР-2 є збереження, і навіть певне збільшення, величини показника електричної стабільності, що визначається після проведення досліджень на термобаричному консистометрі. Даний факт є підтвердженням відсутності ознак руйнування емульсії або обернення її фаз в умовах температурної дії на всіх етапах процесу тужавіння і утворення каменю. Отже безпосередній контакт водної фази тампонажної системи з породами та вуглеводневим буровим розчином є повністю виключеним.
На початку процесу формування каменю із ОНЕЦР-2 його міцність поступається міцності каменю із цементів на водній основі. Проте протягом кількох діб ці показники вирівнюються, а з часом міцність каменю із ОНЕЦР-2 може навіть перевищувати міцність каменю з водних цементів. Процес набору міцності в умовах дії температури триває довго, спостереженнями не виявлене припинення її зростання протягом 14 діб, хоча у перші 3 доби інтенсивність зростання міцності є найбільшою. Слід також зазначити, що на міцність каменю із ОНЕЦР-2 великий вплив мають умови його формування саме на цьому, початковому етапі набору міцності. У випадку руйнування з будь яких причин первинної кристалізаційної структури каменю, його міцність суттєво зменшується. Отже контрольне визначення міцності каменю потрібно проводити не менше ніж через 3 доби від його формування, що дорівнює мінімальній тривалості періоду ОТЦ на свердловинах (рис. 3).
Газопроникність каменю із ОНЕЦР-2 знаходиться на рівні 0,03 – 0,06 мД і зменшується зі збільшенням тиску, при якому камінь був сформований. Міцність контакту його зчеплення із сталлю, у тому числі і у випадку її змочування вуглеводневою рідиною, є високою і перевищує міцність самого каменю. Міцність зчеплення зростає у часі та при збільшені температури.
Стійкість до корозійного впливу – висока, навіть після 5 діб перебування в середовищі соляної кислоти з концентрацією 15%, камінь із ОНЕЦР-2 зберігає майже половину своєї вихідної міцності. Для порівняння – камінь аналогічного складу, утворений з цементного розчину на водній основі – за таких умов розтріскується та повністю втрачає показники міцності.
Взаємодія тампонажних розчинів із пористим середовищем пластів-колекторів моделювалася шляхом їх фільтрування через керамічні диски з розмірами отворів 50 мкм при температурі 130 оС та перепаді тиску 3,5 МПа. Порівнювалися фільтраційні властивості ОНЕЦР-2 та обважненого тампонажного розчину на водній основі, що використовується для цементування свердловин в зонах АВПТ (густина – 2100 кг/м3, в/ц – 0,38, водовідділення – 0, розтічність – 25 см, термостійкість – 150 оС). Перед проведенням вимірювань керамічні диски насичувалися керосином. Техногенне забруднення порового середовища імітувалося шляхом попереднього фільтрування через керамічний диск бурового розчину на вуглеводневій основі – ІЕР Witer II.
За результатами досліджень, наведеними в таблиці 1, встановлено, що величини фільтрації ОНЕЦР-2 і бурового розчину Witer II є близькими за значеннями. Фільтрат ОНЕЦР-2 являє собою однорідну вуглеводневу рідину. При цьому змішування фільтратів не призводить до утворення згустків або осаду, які можуть негативно вплинути на колектор (рис. 4, досліди 1 і 2).
Інша ситуація виникає при фільтруванні водного цементного розчину. Навіть при умові застосування реагентів-обмежувачів фільтрації, її величина більш як втричі перевищує фільтрацію ОНЕЦР-2. Фільтрат представлений водним середовищем цементного розчину. Як і очікувалося, змішування вуглеводневого і водного фільтратів призводить до утворення стійкої і надзвичайно в’язкої емульсії, що характеризується високою адгезією до скла лабораторного циліндра. Це опосередковано вказує на високу міцність контакту емульсії з гірськими породами, створення умов для блокування порового простору та зменшення проникності колекторів (рис. 4, досліди 3 і 4).
Проведені дослідження дозволили сформулювати базові технічні вимоги до тампонажних розчинів на вуглеводневій основі та умов їх лабораторного випробування, що дозволяють забезпечити надійну ізоляцію та збереження продуктивних характеристик пластів-колекторів.
Промислові випробування
Вперше система ОНЕЦР-2 була випробувана у виробничих умовах на свердловині 55 Мачуського ГКР. Буріння свердловини в продуктивному інтервалі 5161 – 5472 м проводилося із використанням бурового розчину на вуглеводневій основі – ІЕР Witer II. Згідно проекту температура на глибині 5472 м становить 147 оС, тиск – 109 МПа. За даними ГДС в нижній частині пробуреного інтервалу був виявлений водоносний пласт, який потрібно ізолювати перед освоєнням свердловини.
Оскільки використання цементу на водній основі могло призвести до забруднення тріщинуватих і ущільнених карбонатних колекторів, що залягають над водоносним пластом, було прийняте рішення про застосування ОНЕЦР-2. Разом із вирішенням основної проблеми з ізоляції водоносного пласта в інтервалі 5220 – 5472 м, були поставлені задачі відпрацювання технології приготування і закачування тампонажного розчину в промислових умовах; вивчення процесів, що виникають при контакті бурового і тампонажного розчинів; визначення ізоляційних властивостей каменю із ОНЕЦР-2 та його міцності.
Тампонажний розчин відокремили від ІЕР Witer II двома пачками буферної рідини, яка мала повністю замістити буровий розчин на вибої свердловини. Буферна рідина за своїм складом була подібною до рідини замішування ОНЕЦР-2, що виключало її негативний вплив на тужавіння цементу і утворення каменю. Враховуючі фактичні витрати часу на проведення цементування, рецептура ОНЕЦР-2 була скорегована в напрямку прискорення тужавіння. В процесі випробування свердловини припливу пластової води з перекритого інтервалу не виявлено.
Виробниче впровадження системи ОНЕЦР-2 при цементуванні обсадних колон дозволило розробити надійну технологію ізоляції та збереження продуктивних характеристик колекторів, розкритих буровими розчинами на вуглеводневій основі, що в свою чергу створює підґрунтя для збільшення глибини буріння та отримання промислових припливів з нафтогазових покладів на великих глибинах.
Підсумки
Застосування вуглеводневих промивальних рідин при розкритті глибокозалягаючих продуктивних горизонтів з складним типом порового простору, часто ущільнених, вимагає єдиного технологічного комплексу їх буріння і кріплення з метою уникнення колізії змішування різного типу фільтратів у присвердловинному просторі і погіршення його фільтраційних властивостей, котрий передбачає використання подібних за природою і властивостями систем бурових і тампонажних розчинів.
Лабораторними дослідженнями та промисловими випробуваннями доведено, що в Україні відроджена технологія кріплення свердловин оберненим нафтоемульсійним цементним розчином, що в сукупності з буровим розчином на вуглеводневій основі сприяє збереженню продуктивності пласта. Розроблена нова рецептура тампонажного розчину ОНЕЦР-2, методика регулювання його властивостей та лабораторних випробувань, технологія приготування в промислових умовах. Технологія проходить виробниче вдосконалення та тиражування на об’єктах діяльності ДТЕКУ Нафтогаз.
Література
1. А.с. 502111 СССР, М.Кл.2 Е 21В 33/138, В 28С 5/00. Способ приготовления обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора / Оголихин Э.А., Мухин Л.К., Лубан В.З. (СССР). – № 1795191/22-3; заявлено 09.06.72; опубл. 05.02.76, Бюл. № 5.
2. Применение обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора для цементирования скважин, пробуренных на известково-битумном растворе. / [Э.А. Оголихин, Л.К. Мухин, В.З. Лубан и др.] // Бурение: РНТС / ВНИИОЭНГ. – М., 1974. – № 2. – С. 22 – 24.
