Применение цементных пробок в условиях высокого давления и высоких температур

Цементные пробки играют центральную роль в обеспечении гидравлической изоляции нефтяных и газовых скважин. Они обычно требуются для целей ликвидации, бурения боковых стволов и ремонтных работ в стволе скважины. Несмотря на обширный отраслевой опыт, во многих случаях в скважинах с высоким давлением и высокой температурой (ВДВТ) простая операция цементирования приводит к увеличению непроизводительного времени и общих затрат на скважину. Существует ряд проблем, которые увеличивают риски, особенно когда речь идет о размещении цементных растворов высокой плотности в скважинах с высоким давлением.

Ключевые слова: цементная пробка, цементный раствор, интегрированная модель решения, замедлитель схватывания, высокое давление, высокая температура.

Cement plugs play a central role in the hydraulic isolation of oil and gas wells. They are typically required for abandonment, sidetracking and wellbore workover purposes. Despite extensive industry experience, in many cases in high pressure, high temperature (HPHT) wells, a simple cementing operation results in increased non-productive time and overall cost per well. There are a number of issues that increase the risks, especially when it comes to placing high density cement slurries in high pressure wells.

Keywords: cement plug, cement slurry, integrated solution model, retarder, high pressure, high temperature.

Как известно существует много месторождений с высоким давлением и высокой температурой (ВДВТ), где каждый год бурится ряд дорогостоящих разведочных и оценочных скважин для раскрытия потенциала нефти или газоконденсата [1]. Существует множество возможных сценариев, которые могут потребовать установки тяжелой цементной пробки. Некоторые из наиболее распространенных причин:

1. необходимость усиления башмака эксплуатационной колонны, чтобы обеспечить более высокую прочность для испытания на утечку,
2. потеря циркуляции из-за очень узкого диапазона между поровым давлением и давлением гидроразрыва,
3. незапланированная ликвидация ствола скважины и зарезка боковых стволов из-за проблем с нестабильностью ствола, прихвата или потери компоновки низа бурильной колонны и т. д.
4. неожиданная ситуация с управлением скважиной (выброс или приток).

Буровой раствор, буферный и цементный растворы подвергаются воздействию высоких температур и давлений по мере увеличения времени транспортировки жидкости. Важно прогнозировать температуру в скважине как можно точнее и при необходимости проверять все жидкости, чтобы характеристики цементного раствора были удовлетворительными и предсказуемыми в скважинных условиях [2–4].

Во многих случаях моделирование температуры должно выполняться с учетом следующих значений:

– Количества времени, в течение которого скважина находилась в статике с момента последней известной циркуляции.

– Плановых расходов предварительной циркуляции с учетом пределов ЭЦП.

– Отношения диаметра трубы к ширине кольцевого пространства.

– Температуры поверхности выкидной линии.

– Планируемого времени обращения.

Моделирование также должно учитывать влияние охладителей бурового раствора, механических источников тепла, разнообразной литологии и т. д. Высокая загрузка бурового раствора твердыми частицами будет влиять на параметры теплообмена в кольцевом пространстве. Хорошая температурная модель должна позволять пользователю вводить такие переменные, как теплопроводность и теплоемкость всех материалов, находящихся в контакте с буровым раствором.

Выбор добавок имеет первостепенное значение, особенно из-за риска, связанного с чувствительностью к температуре, изменением состава активных ингредиентов и т. д. Время загустевания обычно становится очень чувствительными к концентрации замедлителя, или эффективность многих замедлителей становится чрезвычайно чувствительной к небольшим изменениям температуры. Помимо замедлителя схватывания, все остальные добавки в рецептуре должны быть тщательно отобраны и проверены на эффективность. Поскольку твердые вещества с высокой плотностью имеют тенденцию оседать, когда суспензии разжижаются при более высокой температуре, стабильность суспензии является главным приоритетом. Многие противоосаждающие агенты на полимерной основе могут разрушаться и становиться нестабильными при температуре выше 150С.

Кроме того, загрязнение жидкостью может оказывать существенное влияние на время загустевания цемента, его реологию и прочность на сжатие. Таким образом, требуется комплексная программа лабораторных испытаний, чтобы подтвердить, что растворы соответствуют желаемым критериям [5].

Интегрированная модель решения (рис.1) включает улучшения, внесенные в рабочие процессы проектирования и выполнения, и состоит из:

1) применения инженерного программного обеспечения для установки пробок;

2) полного проектирования и тестирования жидкостей;

3) управление рисками;

4) использование инструментов размещения для минимизации загрязнения в соответствии с рекомендациями программного обеспечения.

Рис. 1. Интегрированная модель решения [6]

Отправной точкой для типичного базового раствора является цемент класса G, смешанный с 35 % по массе цемента кварцевой муки, что требуется для применения при температурах выше 110С. Однако в связи с ожидаемыми изменениями внутрискважинных напряжений во время гидродинамических испытаний ВДВТ или операций по ликвидации скважины следует уделять больше внимания обеспечению более надежного уплотнения для долгосрочной изоляции. Поэтому использование специализированных цементных смесей с более прочными свойствами следует рассматривать как альтернативу базовой конструкции в каждом конкретном случае. Например, для скважин ВДВТ, пробуренных в газоконденсатных объектах, целесообразно оптимизировать конструкцию для контроля миграции газа, включив добавку для миграции газа из высокотемпературного латекса.

Поскольку большинство лигносульфонатных замедлителей обычно плохо работают при температурах выше 120°С, при проектировании следует сосредоточить внимание на использовании высокотемпературных замедлителей схватывания нового поколения на синтетической основе, которые обеспечивают более линейную и предсказуемую работу при повышении температуры. Эти замедлители рассчитаны на температуру более 200С и не замедляют скорость гидратации цемента после того, как раствор начал схватываться.

Высокотемпературный замедлитель схватывания содержит молекулы органического полимера разного размера, которые адсорбируются на ядрах продуктов гидратации цемента. Присутствие этих адсорбированных материалов отравляет зародыши, поэтому они не могут расти, что снижает скорость гидратации цемента.

В то же время адсорбция органических молекул на поверхности частично гидратированных зерен цемента изменяет электростатический заряд частиц цемента, делая их отрицательно заряженными. Возникающие отталкивающие электростатические взаимодействия между частицами цемента приводят к дальнейшему диспергированию цементного раствора.

В системах класса G на основе диоксида кремния в качестве утяжелителей используются тетраоксид марганца или гематит. Все растворы должны пройти испытание на оседание, чтобы обеспечить стабильность выбранной системы раствора в скважинных условиях. Благодаря коллоидной природе частиц (средний размер 0,4 мкм) и относительно большой площади поверхности (2–4 м ² /г) тетраоксид марганца предпочтителен для сведения к минимуму сегрегации частиц. Его использование также повышает эксплуатационную гибкость, поскольку отпадает необходимость в сухом смешивании утяжелителя.

При использовании специальных цементных систем, основанных на оптимизированном гранулометрическом составе твердых частиц, в сухой смеси используется крупнозернистый утяжелитель.

Для дальнейшего повышения стабильности полимерный стабилизирующий агент, обычно добавляемый в жидкую смесь, должен быть протестирован.

Как только будут получены удовлетворительные свойства суспензии, необходимо дополнительно проверить рецепт на надежность при наихудших возможных условиях в скважине путем проведения испытаний на чувствительность. Как правило, смесь выдерживается в течение некоторого времени, обычно около 30–60 минут, перед лабораторными испытаниями, чтобы имитировать эффект старения, который может иметь место при использовании некоторых замедлителей схватывания. Старение — это термин, используемый для описания сокращения времени загустевания суспензии в результате раннего замедления перемешивания жидкости. Таким образом, рекомендуется добавлять замедлитель схватывания непосредственно перед добавлением цемента в смесь-жидкость, чтобы предотвратить адсорбцию на поверхности утяжелителя.

1. Lenin Omar Diaz, SPE, Juan Carlos Flores, SPE, Frederico Justus, Mathieu Pasteris, SPE, Nicolas Flamant, SPE, and Art Milne, SPE, Schlumberger SPE119415 «Innovative Computer Model Increases Success Rate When Placing Deep Kickoff Plugs in Southern Mexico»
2. Haidher Syed, SPE116698 «Best Practices in Designing HP/HT Cement-Plug Systems»
3. Guzman Araiza, Petroleos Mexicanos, and Hank Rogers, Lauro P, and Salvador Montoya, Halliburton SPE 109649 «Successful Placement Technique of Openhole Plugs In Adverse Conditions»
4. Oil and Gas UK Publication Guidance on Suspension and Abandonment of Wells / North Sea Well Abandonment Study.
5. Eric Nelson, Dominique Guillot Well Cementing.
6. Olutimehin, A. A., & Odunuga, M. (2012). A Model to Minimize Risk of Cement Plug failure in HPHT Conditions. North Africa Technical Conference and Exhibition. doi:10.2118/149562-ms