Добыча высоковязкой нефти на месторождении Бока де Харуко (Республика Куба) предполагает эксплуатацию горизонтальных паронагнетательных скважин в условиях циклически меняющихся температур 25-300 °С, сероводородной и углекислой агрессии. Исходя из описанных условий, формируются требования к цементу, способному сохранять заданные при планировании скважин прочностные свойства на сжатие и изгиб. АО «Гипровостокнефть» подобрана рецептура тампонажной смеси. На основании результатов исследований подтвердтверждено соответствие данной рецептуры требованиям к креплению паронагнетательных скважин в условиях сероводородной и углекислой агрессии. В ходе формирования требований к цементной крепи для паронагнетательных скважин на месторождении Бока де Харуко проведено компьютерное моделирование статических и динамических нагрузок при эксплуатации в системе обсадная труба – цементный камень – горная порода. Моделирование методом конечных элементов проведено с использованием программного комплекса ANSYS. В результате моделирования определены нагрузки на цементный камень, возникающие при нагреве обсадной колонны до максимальной температуры в процессе нагнетания пара и расширении обсадной колонны. Наиболее значимым фактором является прочность цементного камня на изгиб. Для скважин на месторождении Бока де Харуко математически установлена минимально необходимая прочность цементного камня на изгиб – 6,8 МПа. Недостаточная прочность цементного камня на изгиб повышает риск разрушения цементной крепи и образования радиальных трещин при расширении обсадной колонны в процессе парообработки. В условиях воздействия сероводорода, углекислого газа и изменения температур от 25 до 300 °С испытаны стандартные тампонажные материалы: ПЦТ-I-G-CC-1 (взят в качестве реперного тампонажного материала), ЦТПН и ПЦТ-I-G-CC-1 с добавлением 30 % (по массе) кварцевой муки. Экспериментально установлено, что при создании эксплуатационных скважинных условий прочность цементного камня на изгиб сотавляет менее 6,8 МПа. Разработанная новая рецептура тампонажного материала, включает 85 % портландцемента ПЦТ-I-G-CC-1, 10 % кварцевой муки и 5 % золы уноса. После одновременного воздействия изменения температур (5 циклов 25 – 300°С) и сероводородной и углекислотной агрессии прочность на изгиб составила 8,5 МПа, что отвечает требованиям, определенным в результате компьютерного моделирования. Разработанный тампонажный материал применен в трех скважинах месторождения Бока де Харуко (скв. BJ-3004, BJ-3005, BJ-3006) при цементировании эксплуатационных колонн. По данным цементометрии установлено, что участки с микронарушениями цементного камня, скоплениями воды и газа практически отсутствуют. Коэффициенты качества цементирования, определенные методом USIT составляют от 0,88 до 0,93.
Список литературы
1. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы / В.И. Вяхирев, В.В. Ипполитов, Д.В. Орешкин [и др.]. – М.: Недра, 1999. – 180 с.
2. Орешкин Д.В. Высококачественные цементные тампонажные материалы с полыми стеклянными микросферами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2003. – № 7. – С. 20–31.
3. Уляшева Н.М., Михеев М.А. Новые композиции тампонажных растворов для крепления скважин в сложных горно-геологических условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2004. – № 3. – С. 25–28.
4. Пат. 2530805 РФ, МПК C09K 8/467. Тампонажный материал / И.Н. Каримов, Ф.А. Агзамов, Р.С. Мяжитов; заявитель и патентообладатель: ООО «Цементные технологии». – № 2013128566/03; заявл. 21.06.2013; опубл. 10.10.2014.
5. Пат. 2418028 РФ, МПК C09K 8/467. Расширяющийся тампонажный материал / Ю.В. Шульев, С.А. Рябоконь, И.Е. Александров, А.И. Сериков, М.И. Деркач; заявитель и патентообладатель С.А. Рябоконь. – № 2009146421/03; заявл. 14.12.2009; опубл. 10.05.2011.
6. Пат. 2359988 РФ, МПК C09K 8/467. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин / О.Г. Кузнецова, Ю.В. Фефелов, О.А. Чугаева, Н.А. Зуева, Е.М. Сажина; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефти» – № 2007135903/03, заявл. 27.09.2007; опубл. 27.06.2009.
7. Комплекс технологических решений для повышения качества крепления скважин / Ю.Л. Логачев, Н.М. Уляшева, М.А. Михеев, Е.В. Филонова // Научно-техническая конференция, 22–25 апреля 2014 г. В 3 ч. Ч. 1. – Уфа: УГТУ, 2014. – С. 91–96.
8. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. – СПб.: ООО «Недра», 2005. – 318 с.
9. The Effects of Density Difference on Displacement Interface in Eccentric Annulus During Horizontal Well Cementing / F. Fuping, A.Chi, Yu Fahao Cui Zhihua [et al.] // The Open Petroleum Engineering Journal. – 2013. – V. 6. – Р. 79-87.
10. Пат. 2733872 РФ МПК C09K 8/467. Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин, обеспечивающий высокую прочность в условиях циклически меняющихся температур и воздействия H2S и CO2 / М.Ф. Ахметов, Н.В. Парийчук, Д.В. Щербаков; заявитель АО «Гипровостокнефть», патентообладатель АО «Зарубежнефть». – № 2020106662, заявл. 11.02.2020; опубл. 07.10.2020.
