Как в Татбурнефти работают над предупреждением заколонных перетоков

Основная причина получения незапланированной обводненной продукции - поступление воды из водоносных горизонтов, расположенных ниже или выше, по каналам в цементном кольце, по контактам цемента с породой или стенкой обсадной колонны, или же по естественным трещинам пласта-коллектора, в случае вскрытия пластов с подошвенной водой и близко расположенным водо-нефтяным контактом.

 Ведущий специалист службы технологического сопровождения скважин УК «Татбурнефть» Алексей Эскин рассказал, как в компании справляются с предупреждением возникновения заколонных перетоков пластовой воды, и продлевают период безводной эксплуатации скважин.

- Алексей Юрьевич, специалистам «Татбурнефти» удалось сократить затраты на ремонтно-изоляционные работы при строительстве скважин и улучшить качество крепления обсадных колонн. Расскажите, как это удалось.

  - Проблему получения незапланированной продукции, возникновения заколонных перетоков необходимо рассматривать как совокупность факторов (технических, технологических, геологических, организационных), оказывающих друг на друга взаимное влияние. Так, например, при освоении одной из скважин, пробуренных нами на Старо-Кадеевском месторождении, мы получили незапланированную продукцию: ждали нефть, а получили воду.

- Расскажите, что выявили при анализе данной ситуации?

  - Мы выявили локальное значительное снижение качества сцепления цемента, в этом же интервале обнаружили снижение плотности цемента до 1200-1400 кг/кв.м.

Сопоставив этот интервал с данными стандартного каротажа, увидели, что он точно совпадает с перемычкой между Бобриковским и Тульским горизонтами. Также в этом интервале мы выявили кавернообразование.

Но даже при наличии каверны такого локального значительного ухудшения цемента быть не могло, поскольку выше и ниже этого интервала цемент был отличного качества. Мы обратились в геологическую службу заказчика для уточнения текущих пластовых давлений в пластах вскрытых скважиной и выяснили, что есть разница пластовых давлений межу этими интервалами в 3 Мпа., поскольку водоносный Тульский горизонт не эксплуатируется, и в нем сохранилось первоначальная разница пластовых давлений, а в Бобриковском горизонте этот показатель снизился в процессе эксплуатации.

- Как могли повлиять выявленные факторы на возникновение заколонного перетока?

  - При окончании процесса цементирования на все вскрытые пласты действует значительная репрессия за счет столба цементного раствора, и пласты «молчат», но по мере начала схватывания цемента по всему стволу и седиментационного уплотнения вышерасположенного цементного раствора, влияние репрессии на пласты прекращается. В нашем случае, между близко расположенными пластами начался переток из Тульского горизонта в Бобриковский в начальный период затвердевания цемента.

- Какие меры, предупреждающие подобные ситуации вами были предприняты?

  - Мы увидели, что единственным верным решением будет установить гидромеханический пакер в этом интервале, который позволит механически разобщить эти пласты, и предотвратит переток. Но для его установки необходим был участок ствола, неосложненный кавернами, поэтому первичное вскрытие продуктивного горизонта мы решили производить в «щадящем» режиме: ограничили осевую нагрузку на долото и выбрали минимальную производительность насоса.

  В качестве промывочной жидкости использовали буровой раствор с высокой ингибирующей способностью. В результате мы получили необходимую «площадку» в перемычке между пластами, и начали установку туда заколонных гидромеханических пакеров в составе обсадной колонны, которые активируются сразу при окончании продавки и получении СТОП.

Этого оказалось достаточно для решения проблемы перетоков?

  - Проблема предотвращения перетоков – комплексная, поэтому мы поработали над расчетами необходимых режимов цементирования. Определили необходимые режимы для обеспечения турбулентного режима движения цемента при заполнении заколонного пространства. После - определили необходимый для этого набор тампонажной техники, последовательность ее работы, разработали оптимальную схему обвязки и расстановки. Выполнив весь спектр работ, мы обеспечили практически полное вытеснение и замещение бурового раствора тампонажным.

 Поработали и над тампонажными материалами: для крепления обсадной колонны в продуктивной части мы стали армировать цементный раствор базальтовыми микроволокнами и использовать модифицированный цементный раствор с применением этих реагентов:

- WellcemBlok (понизитель фильтрации),

- WellcemDefom (пеногаситель),

- WellcemPlast (пластификатор).

- Каких результатов вам удалось достичь?

  - Мы смогли значительно улучшить сплошность цемента, качество сцепления с колонной и породой. И подошли к решению проблемы комплексно, с учетом всех факторов, влияющих на результат. А самое главное - на данном месторождении из скважин, пробуренных в этом году, получена только нефть.

  Мы добились на всех скважинах этого месторождения качества крепления скважин К13и К14 близких или равных единице. Кроме того, мы сократили время на проведение ремонтно-изоляционных работ почти вдвое.