Опыт применения водонефтенабухающих заколонных пакеров ТАМ А. Р. Исхаков (институт «ТатНИПИнефть») Согласно рекомендациям советника генерального директора ОАО «Татнефть» Р.Митчелла для обеспечения качественного первичного цементирования в 2010 году была закуплена партия набухающих пакеров компании «TAM International North Sea Limited» (Великобритания). Набухающие пакера FREECAP (от англ. fluid reactive expanding elastomer casing annulus packer) – эластомерный пакер затрубного пространства, набухающий под действием скважинных флюидов изготавливается в исполнении I и II. FREECAP I (рисунок 1) представляет собой обсадную трубу 1 с эрозионностойким набухающим эластомером 2, сцепленную с обсадной трубой. Резьба и муфта нарезается на базах заказчика. Эластомер с торцов защищают антиэкструзионные кольца 3. Стандартные длины эластомера: 0,9; 1,5; 3; 4,5; 6 м. FREECAP II (рисунок 2) представляет собой рукавного типа эластомер 1, который насаживается на обсадную трубу или патрубок, фиксируется обжимными кольцами 2. Длина эластомера: 0,3 и 0,9 м. 1 Рисунок 1 – Общий вид пакера типа FREECAP I Рисунок 2 – Общий вид пакера типа FREECAP II 2 Наружный диаметр эластомера зависит только от номинального диаметра долота: стандартный клиренс между диаметром пакера и диаметром ствола скважины (долота) не менее 9,5 мм (4,75 мм на сторону). Например, для скважины, пробуренной долотом диаметром 216 мм, максимальный наружный диаметр эластомера пакера составляет 206,5 мм независимо от диаметра обсадной колонны (146, 168, 178 мм). Водонабухающий эластомер увеличивается в объеме в зависимости от градиента минерализации между флюидом и эластомером (принцип осмоса). В процессе осмоса вода входит в резиновую матрицу, оставляя позади ионы солей. В результате у флюида увеличивается минерализация. В зависимости от температурных режимов, минерализации окружающей воды в скважине процесс набухания длится от нескольких дней до недель, а полное увеличение объема может варьироваться от 100 % до 200 %. Чем преснее вода и выше температура, тем интенсивнее и больше увеличивается объем водонабухающего эластомера. Нефтенабухающий эластомер увеличивается в объеме при контакте с жидкостями на углеводородной основе, включая: буровой раствор на углеводородной основе, нефть, дизельное топливо, синтетический буровой раствор на углеводородной основе, конденсат. Если происходит замещение углеводородов водой, эластомер остается в разбухшем состоянии. Интенсивность набухания зависит от содержания легких углеводородов в контактной жидкости и температуры среды. Чем выше температура и больше легких углеводородов, тем интенсивнее происходит расширение нефтенабухающего эластомера. В опытную партию закупленных пакеров входили комбинированные водонефтенабухающие пакера типа FREECAP 1 с гладкими концами, с внешним диаметром 206,5 мм для посадки внутри открытого ствола диаметром 216 мм. Длина водонабухающего эластомера составляла 6 метров, нефтенабухающего – 2 метра (рисунок 3). 3 Рисунок 3 – Комбинированный водонефтенабухающий пакер ТАМ На рисунке 4 представлена информация по расширению внешнего диаметра пакера в зависимости от среды. 4 Рисунок 4 – графики набухания эластомеров в различной среде Первое применение водонефтенабухающего пакера ТАМ в составе эксплуатационной колонны было на скважине 283 Яуркинского месторождения ООО «Татнефть-Самара». В период 1.07-9.07.2010 в скважину был произведен спуск пакера фирмы ТАМ International. Нефтенабухающая часть пакера ТАМ предназначалась 5 для интервала 1255-1257 м, водонабухающая часть – 1257-1263 м. Ниже глубины 772 м обсадная колонна не прошла, из-за посадки пакера. Было принято решение поднять обсадную колонну. При визуальном осмотре дефекты и задиры на резиновом элементе пакера не обнаружены. На предохранительных кольцах пакера видны царапины и задиры. Водонабухающий элемент пакера расширился до диаметра 210 мм. Нефтенабухающий элемент не расширился, диаметр равен 206,5 мм. Пакер находился в буровом растворе 19 часов, расширение составило 1,6%. После подъема в скважину спустили следующую компоновку: 0,5 м пилот Ø 178 мм + 215,9 мм калибратор спиральный износостойкий (КСИ) + двигатель винтовой Ø 176 мм + 25 м УБТ. По завершению калибровки наружный диаметр калибратора составил 214 мм. 8.07.10 согласно плану работ новый пакер был спущен в скважину. Спуск колонны проходил без осложнений. Время с момента спуска до момента начала цементирования составило 16 часов. Закачка всех жидкостей проходила без осложнений. В начале продавки произошел резкий рост давления на ЦА до 12,5 МПа. После 18 м3 продавки была потеряна циркуляция, давление на агрегате упало до 5 МПа. Дальнейшая продавка цементного раствора проходила по плану. Коэффициент качества цементирования составил по стволу 0,965, в продуктивной части 0,775. В интервале пакера контакт с колонной частичный. 18.07.2010 было произведено вторичное вскрытие заволжских продуктивных отложений в интервале 1250,5-1255 м перфоратором ЗПКО-105-7 с последующей кислотной обработкой 15% HCl в количестве 2м3. Скважина 283 была освоена с дебитом безводной нефти 13,5 т/сут (рисунок 5). При дальнейшей одновременно-раздельной эксплуатации выявлена обводненность продукции до 33%, интервал заколонного движения воды не выявлен. На соседней скважине 285 со сходной стратиграфией была получена заколонная циркуляция при освоении кизеловских отложений (рисунок 6). На скважине 28572 залежи № 2 (НГДУ «Азнакаевскнефть») пакер был установлен в составе эксплуатационной колонны в интервал водоносных пластов ниже каверны, расположенной в подошве бобриковского нефтяного пласта (рисунок 7). Скважина 28572 была освоена с дебитом 11,3 т/сут. На соседней скважине 28532 (рисунок 8) при освоении был получен гидропрорыв. На скважине 20390 Миннибаевской площади (НГДУ «Альметьевнефть») спуск обсадной колонны с пакером FREECAP 1 проходил без осложнений. Перед цементированием параметры биополимерного бурового раствора: плотность 1,25 г/см3, условная вязкость 45 сек, водоотдача 5 см3/30 мин, рН-6. Последовательно в скважину 6 закачивались: буфер 6 м3 тех.воды+120 кг ТПФН, 3 м3 тех.воды+80 кг WBS-20, 4,5 м3 цемента ПЦТ II-50+25кг ПВАР+4л Пента, 21 м3 ГЦР, 17 м3 ПЦТ II-50, 4,5 м3 ПЦТ I-G-CC1+27 кг RPM+15 FL+9 л ATF. При продавке тампонажного раствора давление на ЦА повышалось с 60 до 150 атм после 21 м3 продавки, циркуляция снизилась до 50%. На устье вышло около 2 м3 буфера. Далее продавку осуществляли на одном агрегате, при достижении 230 атм разорвало шланг высокого давления. Обратный клапан сработал. Дальнейшую продавку было нецелесообразно проводить, не додавили около 4 м3 раствора. Превышение давления произошло за счет перекрытия заколонного пространства труб в интервале проницаемых участков ствола скважины загустевшим обезвоженным тампонажным раствором. Расчет движения объемов цементных порций по кольцевому пространству показал, что рост давления начался, как только в заколонном пространстве напротив проницаемых песчаников оказалась порция цементного раствора чистого, без ограничителя водоотдачи. Вода затворения цемента отфильтровывался сквозь фильтрационную корку биополимерного раствора в проницаемый песчаник. На соседней скважине 20393 (рисунок 9) проведена силикатная ванна, которая снижает проницаемость корки за счет ее пропитки, и как только фильтрат цементного раствора попадает в силикатизированную корку, тут же возникает химическая реакция упрочнения корки, ионы Са++ фильтрата вступают в реакцию с силикатами, образуя труднорастворимые соединения и кольматируя проницаемые участки. Поэтому цементный раствор вытесняется в кольцевое пространство, не обезвоживаясь. Скважина 20390 была освоена под нагнетание (рисунок 10). После получения брака при креплении эксплуатационной колонны скважины 20390 было принято следующее технологические решение: при цементировании скважин с водонефтенабахающим пакером необходимо использовать тампонажные материалы с пониженной водоотдачей. Скважина 12514 Красногорского месторождения (НГДУ «Ямашнефть») освоена безводной нефтью с дебитом 6,5 т/сут (рисунок 11). При освоении базовой скважины 12526 был получен гидропрорыв (рисунок 12). В таблице 1 приведена краткая информация по скважинам, на которых применялись набухающие пакерами ТАМ в составе эксплуатационных колонн. № Т а б л и ц а 1 – Сводная таблица применения водонефтенабухающих пакеров № скв, площадь Глубина установки Тип пакера, интервал Коэффициент 7 п/п (месторождение), заказчик, подрядчик, дата цементирования башмака, стоп-кольца, УМЦ, МСЦ установки 1 283 Яуркинского месторождения, ООО «Татнефть-Самара», НПБР, 09.07.2010 28572 Залежь № 2, НГДУ «Азнакаевскнефть», АзПБР, 25.08.2010 20390 Миннибаевская, НГДУ «Альметьевнефть», АПБР 23.09.2010 301 Чикмарезский участок, ЗАО «ТНСеверный», БПБР ОНК-Б-1305 м ОНК-К-1295 м УМЦ- 1225 м 168 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 1253,2-1264,7 м 168 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I, 1321-1333 м 2 3 4 5 6 7 12514 Красногорское, НГДУ «Ямашнефть», АПБР 22-23.10.2010 2П Сысуевское, ООО «ТН-Самара», НПБР 09.11.2010 БК-Т (М) 1539 м ЦКОД-У 1534 м Стоп-кольцо 1529 м 168 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 1806-1818 м К15= 0,91 К16=0,70 БК-Т-168-1756 ЦКОД-168-1751 м Стоп-кольцо 1746 м МСЦ – 980 м, УМЦ-1680,1664,985,5м. ОНК-Б – 1236 м, ОНК-К – 1226 м, МСЦ – 796 м. 168 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 1504-1515 м К15= 0,83 К16=0,92 168 мм заколонный комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I, 1200-1188 м 146 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 2184-2175,8 м 1718,6-1710,3 м 146 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 2825-2817 м К15= 0,90 К16=0,97 146 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 1352-1360 м 1390-1398 м К15= 0,80 К16=0,84 146 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 1261-1269 м 146 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 1372-1380 м 168 мм водонабухающий FREECAP II 1324-1325 м К15= 0,75 К16=0,86 ОНК-Б-2200 м, ОНК-К – 2188,5 м, МСЦ – 1190, УМЦ – 1200 м. ОНК-Б-2848м, ЦКОД-2838 м, ОНК-К – 2836 м, МСЦ – 1580, УМЦ – 1590 м. ОНК-б-146 – 1420 м, ЦКОД-1411м, ОНК-К – 1410 м, МСЦ – 1146, УМЦ – 1123 м. 9 300 Яуркинское, ООО «ТН-Самара», НПБР 25.01.2011 10 57 Ново-Артюшинская ООО «ТН-Самара», НПБР 14.02.2011 291 Туарминское ООО «ТН-Самара», НПБР 26.03.2011 БК-146 - 1388 м ЦКОД-146 – 1379 м МСЦ-146 – 1145 м УМЦ-146 – 913, 1232, 1317 м ОНК-Б-146- 1515 м ОНК-К-146 – 1505 м УМЦ-146 – 1030 м 11 К15= 0,75 К16=0,67 Перо-1829 м ЦКОД-168-1824 м Стоп-кольцо 1820 м 20р З-Александровское ООО «ТН-Самара», НПБР 21-22.11.2010 8732 ВишневоПоляеское, НГДУ «Нурлатнефть», НПБР 23.12.2010 8 качества цементирования по стволуК15, в продуктивных отложениях К16 К15= 0,965 К16=0,775 ОНК-Б-168 – 1462 м ОНК-К-168 – 1452 м УМЦ-168 – 1452 м К15= 0,95 К16=0,76 К15= 0,85 К16=0,46 К15= 0,93 К16=0,91 К15= 0,91 К16=0,95 8 12 13 14 15 16 56 Ново-Артюшинское ООО «ТН-Самара», НПБР 26.03.2011 310 Яуркинское ООО «ТН-Самара», НПБР 15.05.2011 БК-168 – 1611 м ЦКОД-168 – 1610 м КСиОК-168 – 1601 м УМЦ-146-1512,1433 м ОНК-Б-168 – 1352,5 ЦКОД-168 – 1352 м ОНК-К-168 – 1333 м 294 Туарминское ООО «ТН-Самара», НПБР 24.05.2011 302 Яуркинское ООО «ТН-Самара», НПБР 24.05.2011 312 Яуркинское ООО «ТН-Самара», НПБР 05.06.2011 ОНК-Б-168 – 1316 м ОНК-К-168 – 1306 м ТАМ – 1282-1288 м УМЦ-168 – 1163 м ОНК-Б-168 – 1372 м ОНК-К-168 – 1362 м УМЦ – 1337, 1274 м ОНК-Б-168 – 1387,5м ОНК-К-168 – 1377 м УМЦ – 1337 м 168 мм водонабухающий FREECAP II 1466-1467 м К15= 0,89 К16=0,95 168 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 1351-1345 1378-1372 168 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 1282-1288 м 168 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I 1352-1358 м 168 мм комбинированный водонефтенабухающий пакер FREECAP I ТАМ – 1353-1359 м ТАМ – 1284-1290 м К15= 0,82 К16=0,54 К15= 0,84 К16=1,00 К15= 0,94 К16=0,97 нет данных На основе опыта применения пакеров ТАМ разработан руководящий документ по применению заколонных пакеров. Также разработаны критерии применения заколонных пакеров ТАМ. Критерии выбора установки пакера основываются на категориях по сложности разобщения пластов. Категория I – нефтеносный пласт с подошвенной водой. Рекомендуется устанавливать комбинированный нефтеводонабухающий (рисунок 13а) или надувной пакер (рисунок 13б) в зону водонефтяного контакта или водонабухающий в водоносную зону (рисунок 13г). Категория II – между нефтеносным и водоносным пластом глинистый непроницаемый слой с кавернами. При коэффициенте каверны свыше 1,3 от номинального диаметра ствола скважины рекомендуется использовать надувной пакер (рисунок 14а), при коэффициенте кавернозности менее 1,3 – водонабухающий пакер (рисунок 14б). Категория III – между нефтеносным и водоносным пластом непроницаемый глинистый или карбонатный слой с номинальным диаметром ствола. Рекомендуется устанавливать водонабухающий пакер (рисунок 15а) или надувной пакер (рисунок 15б). Категория IV - между нефтеносным и водоносными пластами сверху и снизу непроницаемый глинистый слой. Рекомендуется устанавливать два водонабухающих пакера в интервале непроницаемых перемычек (рисунок 16). После проведенных работ был получен опыт подготовки ствола скважины: бурение с включением в КНБК полноразмерного калибратора, бурение на малоглинистых и 9 безглинистых полимерных растворах, применение при цементировании тампонажных цементов с пониженной водоотдачей. Использование набухающих пакеров позволило: - предотвратить межпластовые перетоки; - сохранить потенциальную продуктивность скважин. Технологический эффект от применения рекомендуемой технологии выражается в отсутствии затрат на ремонтно-изоляционные работы, связанные с ликвидацией межпластовых перетоков. Экономический эффект от использования рекомендуемого мероприятия в расчете на 1 скважину равен 166,6 тыс. руб. 10 Рисунок 5 – Сводная геолого-геофизическая таблица 283 11 Рисунок 6 - Сводная геолого-геофизическая таблица скважины 285 12 Рисунок 7 - Сводная геолого-геофизическая таблица скважины 28572 13 Рисунок 8 – Сводная геолого-геофизическая таблица скважины 28532 14 Рисунок 9 – Сводная геолого-геофизическая таблица скважины 20393 15 Рисунок 10 – Сводная геолого-геофизическая таблица скважины 20390 16 Рисунок 11 – Сводная геолого-геофизическая таблица скважины 12514 17 Рисунок 12 – Сводная геолого-геофизическая таблица скважины 12526 18 Рисунок 13 – Схема установки пакера для скважин I категории 19 Рисунок 14 – Схема установки пакера для скважин II категории Рисунок 15 – Схема установки пакера для скважин III категории 20 Рисунок 16 – Схема установки пакера для скважин IV категории 21
