Эффективная изоляция трапповой интрузии на Восточных блоках Среднеботуобинского НГКМ методом установки гипсоцементных мостов различной плотности в два этапа

Москва, 11 сен - ИА Neftegaz.RU. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) открыто в 1970 году, оно находится на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия), в 130 км на юго-запад от г. Мирного и в 140 км к северо-западу от г. Ленска. По основным тектоническим элементам его разделяют на три крупных блока: Центральный блок, Северный блок и Восточные блоки. Месторождение состоит из четырех лицензионных участков. В 2019 году начата промышленная эксплуатация Восточных блоков.

Главными особенностями инженерно-геологических условий Восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ является повсеместное распространение многолетнемерзлых пород (ММП), залегающих до глубины 400 метров, и поглощающих интервалов, вызванных высокотрещиноватой трапповой интрузией (мощность 150-200 м). Строительство скважины в интервалах под направление и кондуктор на рассматриваемом месторождении сопровождается наличием зон ММП и требует применение специальных цементных растворов на основе Тампонажного гипса, позволяющих цементному камню выдерживать циклические процессы замораживания и оттаивания, и исключающие возможность растепления скважины во время строительства последующих секций, что в свою очередь позволяет сократить время ОЗЦ до 4-6 часов.

Как правило, возникающие осложнения на данном периоде строительства скважины влекут за собой значительные материально-технические и временные затраты (рост непроизводительного времени), крайне низкое качество крепления осложненных интервалов в скважине и потери технологических жидкостей, вызванные наличием серьезных поглощающих интервалов.

Строительство скважин в интервале направления и кондуктора ведется на гипсоцементных смесях способных эффективно решать проблему качественного цементирования в зонах ММП. Технические характеристики представлены в таблице 1.

п/п	Тип раствора	Жидкость затворения	В/Ц	Плотность	Водоотдача	Время загустевания	Прочность на УАЦ	Температура
				г/см3	см3/30 мин	Вс-мин	ч - psi	С
1	Нормальной плотности	Тех.вода	0,73	1,89	96	30 - 86 50 - 99 70 - 104	2 - 50 7,5 - 500 12 - 600	+6
2	Облегченной плотности	Тех.вода	1,24	1,58	198	30 - 132 50 - 140 70 - 145	2 - 50 8 - 346 12 - 400	+6

Таблица 1. Физико-химические свойства гипсоцементных смесей, применяемых при креплении направления и кондуктора на скважинах Восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ.

Применение подобных тампонажных материалов позволяет исключить растепление многолетнемерзлых пород, приводящее к нарушению целостности сцепления системы цементный камень порода и, как следствие, последующее обрушение верхних интервалов. Оптимальное время ОЗЦ, достаточное для последующего безопасного оперативного продолжения бурения (тампонажный камень за это время не замерзает, а схватывается и твердеет). Конструкция типовой скважины представлена на рисунке 1.


Рисунок 1. Конструкция скважины

При проведении анализа качества цементирования направления 324мм и кондуктора 245 мм с помощью гипсоцементных тампонажных смесей также удалось решить следующие отклонения:

• отсутствие сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины;
• разрушение цементного камня в процессе эксплуатации скважины.

С начала разбуривания Среднеботуобинского НГКМ был проведен ряд опытных работ по решению сложившейся проблемы, связанной с поглощением промывочной жидкости в условиях трапповой интрузии:

• применение стандартных цементных растворов на основе CaCl₂;
• система ВУС + тампонажная смесь;
• система ВУС + соляроцементно-бентонитовая смесь;

Ни один из вышеперечисленных способов не обеспечивал постоянных положительных результатов при ликвидации поглощений в условиях трапповой интрузии при низких пластовых температурах.

Опыт строительства скважин Среднеботуобинского НГКМ показал, что для повышения качества крепления скважин в интервалах поглощений технологических жидкостей, вызванных наличием трапповой интрузии, необходимо применять тампонажные смеси со сравнительно короткими сроками ОЗЦ (4-6 часов), высокой адгезионной способностью материала и достаточными прочностными показателями, облегчающими процесс разбуривания тампонажного камня. Исходя из этого, были разработаны рецептуры гипсоцементных составов, которые после ряда опытно-промышленных испытаний положительно себя зарекомендовали при изоляции зон подверженных трапповой интрузией (интервал 850-1000 м). Технические характеристики гипсоцементных смесей приведены в таблице 2.

п/п	Тип раствора	Жидкость затворения	В/Ц	Плотность	Водоотдача	Время загустевания	Прочность на УАЦ	Температура
				г/см3	см3/30 мин	Вс-мин	ч - psi	С
1	Нормальной плотности	Тех.вода	0,73	1,89	83	30 - 127 50 - 151 70 - 160	5 - 50 8,5 - 500 12 - 580	+6
2	Облегченной плотности	Тех.вода	1,32	1,6	201	30 - 157 50 - 170 70 - 177	4 - 50 6 - 150 12 - 200	+6

Таблица 2. Физико-химические свойства гипсоцементных смесей, применяемых при изоляции интервалов трапповой интрузии на скважинах Восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ.

Технология ликвидации зон поглощений в траппах выглядит следующим образом:

1. Первым этапом производится установка гипсоцементного моста пониженной плотности (1,60 г/см³), имеющего в своем составе инертный наполнитель (АСПМ алюмосиликатные полые микросферы) в концентрации от 20 до 35% по весу цемента, который за счет своих размеров (500 мкм) выполняет роль кольматанта, создавая первичный каркас, исключающий процесс потери устанавливаемого моста, а также выполняющего роль понизителя плотности гипсоцементного раствора для уменьшения гидростатическое давления, способствующего усилению поглощения;
2. Второй этап предполагает установку на первую пачку гипсоцементного моста нормальной плотности (1,87 г/см3) мощностью около 200 м, который обладает достаточной прочностью для укрепления стенок скважины после выдержки минимального времени ОЗЦ и выполняет функцию задавливания первого (нижнего) облегченного гипсоцементного моста непосредственно в зону поглощения с целью усиления эффекта кольматации. Между установкой первого и второго этапа гипсоцементных мостов время ОЗЦ не требуется.

За резкий набор первичной прочности при минимальном времени ОЗЦ, препятствующем полной или частичной потери изоляционного моста в зоне поглощения, отвечает Тампонажный гипс.

Выводы

В ходе применения данного подхода при креплении скважин и изоляции поглощений на Восточных блоках Среднеботуобинском НГКМ получены следующие результаты:

1. Применение методики установки гипсоцементных мостов различной плотности позволило эффективно решить задачу изоляции поглощающих интервалов, вызванных трапповой интрузией;
2. Сформированы точные требования к характеристикам тампонажных смесей для изоляции поглощающих горизонтов в подобных скважинных условиях (плотность, время загустевания, сроки схватывания, фильтрация, набор прочности и тд);
3. На основе обозначенных требований разработана линейка собственных гипсоцементных тампонажных смесей с различными плотностями от 1,6 до 1,89 г/см3 и временем загустевания от 150 до 200 минут, оптимально решающими вопрос ликвидации поглощений и крепления скважин в зонах многолетнемерзлых пород.
4. Выбрана оптимальная технология приготовления и доставки изоляционного материала, максимально снижающая риски некачественной изоляции;
5. Повышено качество крепления эксплуатационной колонны в интервале облегченного цементного раствора (ОЦР) за счет ликвидации (надежной кольматации гипсоцементными мостами) поглощений в зоне трапповой интрузии;
6. Сокращено время, ранее затрачиваемое на проведение операций, проводимых с целью изоляции зон поглощений и крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород, способствующее достижению положительного экономического эффекта;
7. Данная технология позволяет полностью исключить необходимость проведения встречного цементирования при потере циркуляции, улучшая общее качество крепления в интервале ОЦР, обеспечивая подъём его уровня до устья и отсутствия проблем с негерметичностью МКП 245*178мм.

Список литературы

1. Гладков, Е.А, Ширибон, А.А, Карпова, Е.Г. М. 2015. Пути решения проблем, возникающих при бурении скважин в Восточной Сибири. Бурение и Нефть, 4: 42-45.
2. Горский, А.Т. Тюмень. 1969. Формирование цементного камня в условиях одновременного воздействия положительной и отрицательной температур. Нефть и газ Тюмени, 3: 22-26.
3. Быков В.В., Палеев С.А., Медведев Ю.В. 2016. Повышение качества цементирования направлений и кондукторов в условиях многолетнемерзлых пород на месторождениях в Восточной Сибири. Статья SPE 181937. Конференция SPE, Москва, 24-26 Октября.
4. Угольников Ю.С. 2016. Комплекс технологических решений для изоляции интервалов поглощений технологических жидкостей. Статья SPE 181950. Конференция SPE, Москва, 24-26 Октября.