Низкое качество цементирования обсадных колонн в интервале продуктивного горизонта является первой причиной возникновения заколонных и межколонных перетоков в нефтяных и газовых скважинах, и как следствие обводненности скважинной продукции. Большинство существующих способов ликвидации заколонных негерметичностей весьма затратны и не всегда их проведение гарантирует получение требуемого результата, поэтому возникновение заколонных перетоков зачастую могут привести к зарезке бокового ствола или вовсе ликвидации скважины. На конечный результат цементирования обсадных колонн оказывает влияние огромное количество субъективных и объективных факторов.
Известно, что обсадная колонна, а следовательно и цементный камень, расположенный за ней, во время бурения скважины под следующую секцию, проведения перфорационных работ, а так же в процессе ее эксплуатации, испытывает многократные ударные нагрузки. Естественно в таких условиях цементный камень разрушается, с образованием вертикальных и горизонтальных трещин. Таким образом, быстро формируются и развиваются каналы для заколонного перетока флюида, что приводит к неизбежному обводнению скважинной продукции.
При подборе рецептуры расширяющегося тампонажного материала следует учитывать тот факт, что обеспечение плотного контакта на границе сред «обсадная колонна-цементный камень-порода» необходимо не только достаточное увеличение, но и достаточная прочность цементного камня. Причем, большая часть увеличения объема должна протекать в период после размещения тампонажного раствора за обсадной колонной, до набора прочности цементного камня. Необходимо так же учитывать возможность обеспечения стойкости цементного камня к восприятию ударных нагрузок, которая обеспечивается искусственным микроармированием тампонажного раствора.
Компанией ООО «ПСК «Буртехнологии» были проведены комплексные исследования по подбору рецептур тампонажных материалов для цементирования продуктивной части разреза в указанных условиях с учетом следующих важных критериев:
- восприятие нагрузок, в том числе и динамических;
- достаточно низкая проницаемость;
- формирование плотного контакта с ограничивающими поверхностями
Рецептура традиционно применяемого тампонажного состава являлась отправной точкой в ходе исследований по улучшению свойств цементного камня. Традиционный состав формирует усадочный цементный камень, который имеет низкую стойкость к динамическим нагрузкам.
Подбор расширяющей добавки для исследуемой рецептуры производился с учетом компенсации усадки и получения достаточного расширения. Степень расширения ограничивалась возникающими внутренними напряжениями при задаваемых температурных условиях. Для компенсации динамических нагрузок были применены различные эластичные наполнители, в том числе волокнистые.
Результаты исследований показали, что традиционный цементный раствор на основе портландцемента ПЦТ-I-G-CC, плотностью 1,92-1,93г/см3, включающий в себя понизитель водоотдачи и регулятор сроков схватывания, обладает высокой прочностью при изгибе и сжатии, но отрицательной объемной деформацией.
Тампонажный материал, содержащий расширяющую добавку Реагент РУ в комплексе с понизителем водоотдачи и пластификатором, отличается необходимым увеличением объема цементного камня, в период заданного ОЗЦ.
Наиболее эффективной армирующей добавкой являются нитевидные волокна Фиброцем. Такие волокна способны формировать в тампонажном растворе, а затем и в цементном камне некую объемную решетчатую структуру, которая создает условия для демпфирования ударных нагрузок и препятствует возникновению трещин. Прочность на разрыв цементного камня в этом случае возрастает на 25-30%, без изменения основных свойств тампонажного материала.
Характерно, так же то, что при испытании цементного камня на сжатие он не разрушается полностью, а только лишь трескается при превышении предела прочности. При этом трещины носят локальный характер и не распространяются за пределы точки приложения нагрузки, что может быть особенно эффективно при изолировании интервалов отделенных маломощными перемычками. С использованием армированного расширяющегося тампонажного материала были проведены работы по цементированию более 200 технических, эксплуатационных колонн и колонн хвостовиков в нефтяных и газовых скважинах на месторождениях Западной Сибири, республики Коми, республики Казахстан, республики Узбекистан.
Все скважины введены в эксплуатацию без дополнительных вложений, связанных с некачественным цементированием. После перфорационных работ достигнут проектные дебиты по нефти. Заколонных перетоков не отмечено. В некоторых скважинах, в рамках ОПР, проводилась запись АКЦ после ОЗЦ, а также после бурения под следующую секцию или после перфорации. Отмечен тот факт, что характер сцепления цементного камня с породой и обсадной колонной, по данным повторного АКЦ, улучшался на 10-15 %. Результаты цементирования эксплуатационных колонн и хвостовиков с применением армированного расширяющего тампонажного материала в сравнении с традиционно применяемыми технологиями показаны на графиках. Объективное понимание процессов, связанных с образованием цементного камня и оптимальным замещением бурового раствора тампонажным, позволило создать новый усовершенствованный состав для цементирования скважин.
