Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование составов ингибирующих технологических жидкостей для освоения и ремонта низкодебитных скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование составов ингибирующих технологических жидкостей для освоения и ремонта низкодебитных скважин"

На правах рукописи

#

ТУЛУБАЕВ АНДРЕЙ БОРИСОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВОВ ИНГИБИРУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И РЕМОНТА НИЗКОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2006

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Зозуля Григорий Павлович

Официальные оппоненты:

доктор физико-матемтических наук, профессор Федоров Константин Михайлович кандидат технических наук, Кузнецов Николай Петрович

Ведущая организация

- Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится 13 апреля 2006 года в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ, по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 13 марта 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Большинство крупнейших месторождений нефти и газа России находятся либо вступают в позднюю стадию разработки, для которой характерна падающая добыча углеводородного сырья и рост бездействующего фонда скважин. Только в Западной Сибири, где добывается 73 % российской нефти и 93 % газа, в настоящее время эксплуатационный фонд составляет более 150 тысяч, из которого в бездействии, т.е. в ожидании ремонта и консервации находятся более 40 % нефтяных и около 30 % газовых скважин. Длительный период эксплуатации скважин характерен тем, что продуктивные пласты подвергаются многократному воздействию технологических агентов (жидкостей и изолирующих составов). В большинстве случаев это растворы и составы на водной основе, которые должны обладать регулируемым воздействием, прежде всего на породы призабойной зоны пласта.

На современном уровне развития технологий строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин применение рабочих агентов (преимущественно жидкостей) является технологически необходимым. При этом определяющим условием является правильный выбор типа и состава жидкости, которая должна успешно решать задачи безаварийной проводки скважин при бурении и сохранения филырационно-емкостных свойств продуктивного пласта при их освоении и ремонте.

Для решения проблемы сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов разработано и апробировано множество технологических жидкостей, однако из-за разнообразия геологических условий и особенностей строения коллекторов ни одна из них не является универсальной. Даже «чистые» жидкости (флюиды нефтяных пластов, искусственные рассолы, дизельное топливо и др.) как правило, способствуют снижению проницаемости прискважинной зоны продуктивных пластов.

Проведенный анализ условий строительства и эксплуатации скважин показывает, что по значимости на первом месте стоит проблема регулирования ингибирующих свойств растворов с целью снижения отрицательного воздействия на устойчивость стенок скважины и фильтрационно-

емкостные свойства продуктивных, прежде всего низкопроницаемых пластов. С этих позиций решаемые в работе задачи являются актуальными.

Цель работы - повышение качества работ при освоении, эксплуатации и ремонте низкодебитных нефтяных и газовых скважин разработкой многофункциональных технологических жидкостей с улучшенными инги-бирующими и изоляционными свойствами.

Основные задачи исследований:

1. Анализ и совершенствование методов повышения ингибирующих свойств технологических жидкостей.

2. Исследование влияния разработанных технологических жидкостей на устойчивость стенок скважин.

3. Разработка рецептур технологических жидкостей на водной основе для вскрытия продуктивных пластов при бурении, освоении и ремонте скважин, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных свойств низкопродуктивных коллекторов.

4. Исследование влияния поверхностно-активных свойств технологических жидкостей на изменение проницаемости низкопроницаемых коллекторов.

5. Разработка рекомендаций по применению разработанных рецептур и предварительная оценка эффективности их применения.

Научная новизна диссертационной работы

1. Изучен и объяснен механизм гидрофобизации поверхности раздела на границе фаз «порода - раствор» за счет снижения поверхностного натяжения при введении в раствор фурфурилового спирта.

2. Уточнены особенности двойного действия полимеров марки «Праестол» различной концентрации, проявляющиеся в избирательной флокулирующей способности и способности к структурообразованию в дисперсных системах.

3. Установлен и объяснен эффект повышения прочности портланд-цементного камня и его сцепления с колонной, сформированного из облегченного тампонажного раствора, содержащего предлагаемую комплексную соль - заменитель хлористого калия.

Практическая ценность работы

Разработаны эффективные составы жидкостей для бурения, освоения и ремонта скважин, в том числе жидкости для их глушения, изолирующие составы, многофункциональные жидкости для специальных ремонтных работ, применение которых повышает качество работ.

Разработаны рекомендации по применению заменителя хлористого калия в виде химического продукта - «хлоркалий-электролит», которые реализованы в сертификате на его применение в качестве реагента для обработки буровых растворов и технологических жидкостей на территории РФ (№ 153.39.RU.245860.00560.10.03). Реагент внесен в отраслевой реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли».

Разработанные рекомендации реализованы при составлении проекта на строительство поисковой скважины глубиной 2500 м на Полуньяхском месторождении (2004 г.).

Разработан руководящий документ по глушению газовых и газокон-денсатных скважин (ООО «Ямбурггаздобыча», 2004 г.).

Разработан руководящий документ по глушению и растеплению газовых скважин Пунгинского ПХГ растворами на основе хлоркалия-электролита (ООО «Тюментрансгаз», 2006 г.).

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001); Всероссийской научно-технической конференция «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» (Альметьевск, 2001); 3 Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 2002); научно-технической конференции "Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки" посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко (Тю-

мень, 2002); Межрегиональной молодежной научной конференции «Север-геоэкотех - 2002» (Ухта, 2002); Международной научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе», посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (Тюмень, 2003); научно-практической конференции посвященной 60-летию Тюменской области «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции» (Тюмень, 2004); VI конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2005).

Публикации. По теме диссертации опубликована 41 печатная работа, в том числе: 32 статьи в сборниках трудов и реферируемых журналах, 7 методических указаний и 2 патента РФ на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и приложений, изложена на 179 страницах машинописного текста и содержит 23 рисунка, 41 таблицу, список использованных источников из 84 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, определены ее цель и основные задачи, сформулированы научные положения выносимые на защиту, практическая ценность и апробация работы.

Первый раздел диссертации посвящен анализу состояния вопроса о существующих типах технологических жидкостей, ингибирующих глинистые и глиносодержащие породы, изучению методик и способов повышения ингибирующей способности растворов.

Изучению проблем применения различных ингибирующих жидкостей для предупреждения осложнений при бурении и сохранения фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа при вскрытии, освоении и ремонте скважин посвящены многочисленные работы отечественных и зарубежных исследователей, среди которых: А.Г. Аветисов, Э.Г. Агабапьянц, И.Б. Адель, O.K. Ангелопуло, Г.М. Бартенев, А.И. Булатов, B.C. Войтенко, М.П. Воларович, В.Д. Городнов, Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли, Б.В. Дерягин, A.B. Думанский, К.Ф. Жигач, Г.П. Зозуля, В.П. Зозуля, Э.Г. Кистер, И.И.

Клещенко, A.A. Клгосов, А.Т. Кошелев, H.H. Круглицкий, Ю.С. Кузнецов, A.B. Кустышев, М.И. Липкес, И.И. Лиштван, Дж.Л. Луммус, Н. Маковей, H.A. Мариампольский, Р.И. Медведский, А.Х. Мирзаджанзаде, Н.В. Михайлов, B.C. Новиков, Ф.Д. Овчаренко, В.П. Овчинников, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков, А.И. Рабинерсон, П.А. Ребиндер, Ф. Роджерс, В.И. Ряб-ченко, А.П. Телков, Р.Э. Уокер, K.M. Федоров, Г.И. Фукс, Е.Д. Щукин и др.

Проведенный анализ указывает на необходимость разработки новых и совершенствования применяемых типов ингибирующих растворов и методов снижения скорости гидратации глинистых составляющих горных пород с учетом многообразия геологических условий их залегания. Разработка новых рецептур должна базироваться на углубленном изучении физико-химических процессов и явлений, происходящих на контактирующих поверхностях жидкости и породы (поверхностное натяжение, катионный обмен и др.).

Во втором разделе рассмотрен комплексный подход к повышению ингибирующей способности растворов, основанный на селективном кати-онном обмене, который базируется на применении в составах технологических жидкостей комплексной соли, способной избирательно взаимодействовать с минеральными частицами горной породы, выравнивая электрический потенциал на их поверхности.

Исследованы и разработаны новые рецептуры жидкостей для бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов (гидрогель-магниевые, солевые биополимерные растворы), а также растворы для ремонта скважин.

Использование солевых добавок в составах технологических жидкостей для регулирования плотности, температуры замерзания и других свойств, широко применяется при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин. Нередко для придания жидкости необходимых свойств применяются комбинации солей, либо используются комплексные соединения. Предложенная комплексная соль обладает высокой ингибирующей способностью, о чем свидетельствуют результаты лабораторных исследований, доказывающие перспективность ее использования.

Высокая скорость гидратации и низкая степень набухания приводит к быстрому завершению процессов, происходящих при взаимодействии глин с раствором хлористого калия, развитию гидратационньгх напряжений в глинистых и глиносодержащих породах. При оценочных исследованиях предлагаемого раствора на основе соли «хлоркалий-электролита» были выявлены следующие особенности:

1. Побочных химических реакций при растворении реагента в воде не обнаружено.

2. Влияние раствора на свойства горных пород (продуктивного пласта) оценивалось по восстановлению проницаемости образцов керна по стандартной методике на установке УИПК-1М. Исследования проводились на искусственных образцах с проницаемостью по керосину - 0,35-0,4 мкм2 и по воде - 0,15-0,2 мкм2. Во всех случаях восстановление проницаемости составило 100 %.

3. Содержание нерастворимого остатка в водном растворе реагента (с концентрацией не более 27,5 % масс.) не превышает 1,8 % от массы реагента.

4. При взаимодействии раствора реагента с пластовой водой (тип воды - хлоридно-карбонатно-натриевый) химических реакций не происходит. Наблюдается небольшое снижение плотности раствора за счет изменения концентрации (баланса солей) пластовой жидкости и некоторое увеличение рН (до 8,5).

5. По химической активности водный раствор реагента является практически нейтральным (рН = 7,0-7,9).

6. Для оценки влияния растворов реагента на гидратацию пластовых глин определялась величина их набухания в исследуемых растворах. Полученные результаты свидетельствуют о снижении скорости гидратации глинистых частиц при увеличении в растворе концентрации реагента (рисунок 1).

При тестовых исследованиях использовался бентонитовый глинопо-рошок. Исследование фильтратов различных буровых растворов, содержащих рекомендуемый реагент, доказали их высокую ингибирующую способность.

О 60 120 180 240 300 360

Врем«, мин

—Вода. —•— Насыщенный раствор хлоркалийолопролота. —л— Сурал + dk-dnji. —W— Kem pas + poly кет dJ

Рисунок 1 - Кинетика набухания глинопорошка в исследуемых растворах

7. Раствор реагента незначительно меняет свои свойства при изменении температуры.

8. Отсутствует самопроизвольное образование эмульсий в пластовых условиях.

Из анализа результатов следует, что предупреждение набухания и диспергирования глинистых минералов продуктивных коллекторов определяется содержанием катионов калия в дисперсионной среде растворов. На основе хлоркалия-электролита разработаны рецептуры растворов гидрогелей, основанные на стабилизации перенасыщенных солевых растворов по следующей схеме.

На начальном этапе испытаний была определена концентрация предлагаемой соли для получения насыщенного раствора, которая составила 350-380 г/л. Гидроксид натрия (NaOH) вводился в полисолевой раствор в I/ избытке (2 %) по существующим рекомендациям для приготовления тра-

диционного гидрогеля магния. Стабилизация безглинистого раствора производилась защитными коллоидами: крахмальным реагентом МК-3, на-трийкарбоксиметилцеллюлозой (ЫаКМЦ-600), акотролом, праестолом 2530, камцелом, а также комплексным полимерным реагентом (ПС) на основе производных целлюлозы и крахмала.

Анализ результатов испытаний позволяет сделать вывод, что наиболее эффективным стабилизатором предлагаемой гидрогелевой системы являются комплексный полимерный реагент и камцел (рисунок 2 - а, б).

0 1 2 3 4 5 Концентрация реагента. %

-кмдеоо

-Камцел

-М<-3

-Компл полимер

0 1 2 3 4 5 6 Концентрация реагента, %

—кмц-воо —МК-3

* Камцел М11 Компл полимер

а) б)

Рисунок 2 - Влияние концентрации стабилизаторов на свойства раствора с конденсированной твердой фазой а) изменение водоотдачи; б) изменение условной вязкости

Установлено, что акриловые полимеры типа «Праестол 2530» и «Акотрол» вызывают значительное загущение системы и мало изменяют ее фильтратоотдачу. В результате экспериментальных исследований разработаны рецептуры безглинистых растворов с конденсированной твердой фазой, рекомендуемые для вскрытия низкопроницаемых продуктивных пластов и бурения неустойчивых глинистых и солесодержащих пород. Растворы на основе хлоркалия-электролита (комплексной соли) менее компонентоемки, чем известный раствор гидрогель-магния. Ориентировочная стоимость 1 м3 рекомендованного раствора в четыре раза меньше, чем известного раствора на основе бишофита.

Прочность структуры тнксотропных биополимерных растворов часто недостаточна для придания им необходимых технологических свойств. Для повышения прочности структуры в водные растворы биополимеров вводят соли, действие которых обусловлено способностью образовывать комплексные соединения. В процессе исследований изучались применяемые в Западной Сибири биополимерные солевые растворы на основе реагентов Кет-Х и ХСО-полимера. Для обоснования выбора типа солевой добавки проводился сравнительный анализ влияния солей ЫаС1 и КС1, а также предлагаемой комплексной соли: «хлоркалий-элекролита». Опыты проводились при следующих концентрациях солей: ЫаС1 от 9 до 25 %, КС1 от 10 до 27 %, «хлоркалий-электролит» от 10 до 28 %. При этом изменение плотности растворов составило 1060 - 1160 кг/м3. В процессе исследований осуществлялся «стандартный» контроль технологических параметров солевого биополимерного бурового раствора.

В процессе лабораторных исследований разработаны рецептуры солевых биополимерных растворов (таблица 1), которые обеспечивают нормальную очистку забоя и ствола от выбуренной породы, обладают минимальным загрязняющим действием на продуктивный пласт, достаточным ингибирующим эффектом и необходимыми смазочными свойствами.

Было установлено, что эффективным является использование соли в составах технологических жидкостей для различных ремонтных работ, а также в рецептурах тампонажных растворов.

В процессе исследований разработаны состав жидкости для глушения скважин (ПАЦ ВВ - 1,5 %, «хлоркалий-электролит» 1-1,5 %, дисоль-ван 0,01 %, вода - остальное) и технология растепления газогидратных пробок, образующихся при эксплуатации и ремонте скважин, имеющих в разрезе мерзлые породы (МП). На состав получен патент РФ № 2254447.

В третьем разделе приведены практические результаты исследований новых рецептур гидрофобизирующих и полимерглинистых технологических растворов для бурения и ремонта скважин.

Таблица 1 - Результаты исследований рецептур солевых биополи мерных растворов

№ Тип и концентрация реагента, % масс. Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с Фильтра-тоотдача, см3/30 мин Пластическая вязкость, мПа-с Динамическое напряжение сдвига, дП< Статическое напряжение сдвига, дПа

1 мин 10 мин

1 Кет Х- 0,8 хлоркалий -10 1060 19 9 13 3,3 6 8

2 Кет Х-0,8 хлоркалий - 19 1110 19 8 11 2,7 3 4

3 ХСО- 1,0 хлоркалий - 10 1060 22 И 17 6,3 16 19

4 ХСО-1,0 хлоркалий -19 1110 22 11 12 4,8 4 6

5 ХСО -1,0 хлоркалий - 27,2 1160 25 10 15 4,5 2 3

Известно, что для ингибирования глинистых пород эффективны гид-рофобизирующие растворы, которые содержат в качестве добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород: кремнийорганические соединения или соли высших жирных (или нафтеновых) кислот. Эти соединения вследствие своей дифильности адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой раствора (водой). Аналогичной дифиль-ностью обладает фурфуриловый спирт, образующий в водной среде трехмерный «полимер» и обеспечивающий повышение фазовой проницаемости для углеводородных жидкостей и газов. Поэтому разработка гидрофо-бизирующих растворов, содержащих фурфуриловый спирт, позволила снизить поверхностное натяжение на границе «раствор - горная порода», что способствует повышению качества вскрытия низкопроницаемых коллекторов нефти и газа. По результатам исследований был разработан состав бурового раствора, на который получен патент РФ № 2203920.

При изучении функциональных связей между коэффициентом восстановления проницаемости продуктивного пласта р и поверхностными

явлениями, происходящими на границе раздела фаз, было установлено, что при сравнимых геолого-технических условиях (особенностей строения пласта, пористости, коэффициенте нефтенасыщенности, вязкости пластового флюида, скорости фильтрации вытесняющего фильтрата и др.) значимым является межфазное натяжение (05т) на границе «нефть - фильтрат раствора».

На рисунке 3 приведена зависимость коэффициента восстановления проницаемости (|3) от поверхностного натяжения (аэт) на границе «нефть-фильтрат раствора», для определенных типов промывочных жидкостей (таблица 2), применяемых на месторождениях Западной Сибири (совместно с Т.В. Грошевой).

0.85

* Фалтеские результат измерений

0.15

6

8

Поверхностное ндтялсние на границе с нефтью, мНГм

Рисунок 3 - Зависимость ß от о5т при прочих равных условиях Таблица 2 - Результаты влияния типа жидкости на ß и oSt

Тип жидкости ost, mH/m ß, доли ед.

Дистиллированная вода 8,17 0,15

Kern Pas, Poly Kern D 6,37 0,35

IKF 4,81 0,40

КМЦ, фурфуриловый спирт 4,11 0,82

Kern Pas, Poly Kern D, ФК-2000 3,65 0,85

Значения поверхностного натяжения фильтратов различных типов жидкостей на границе с нефтью определялись методом вращающейся капли с помощью устройства «Spinning Drop Interfacial Tensiometer» модели 510 фирмы TEMCO.

Анализ полученных результатов позволил предложить комплексный подход, в соответствии с которым для прогнозирования влияния технологических жидкостей на величину восстановления проницаемости коллекторов целесообразно сначала оценивать значения поверхностного натяжения, а затем проводить исследования на реальном керновом материале. С учетом этого было обосновано применение фурфурилового спирта в составах буровых растворов, которое позволяет улучшить не только ингиби-рующую способность растворов, но и повысить коэффициент восстановления проницаемости (более 0,8). В целом такой подход позволяет повысить качество работ при вскрытии низкопроницаемых продуктивных пластов в процессе бурения и ремонтов скважин.

Другим перспективным направлением является расширение области использования новых полимеров, при применении которых снижается расход химреагентов (в 2-3 раза), повышается устойчивость стенок скважины, улучшается очистка забоя и ствола от выбуренной породы; сохраняются приемлемыми смазочные свойства растворов и т.д. Перспективными представителями таких реагентов являются полимеры марки «Праестол» (ТУ 2216-00140910172-98), относящиеся к классу гидролизованных полиакриламидов.

В процессе исследований было показано, что наиболее целесообразно применять реагент «Праестол» марок 2510, 2515, 2530, 2540 при обработке буровых растворов и технологических жидкостей для ремонта (глушения) скважин в условиях наличия МП.

Технико-экономическая эффективность и целесообразность применения полимера марки «Праестол 2530» обусловлена следующими преимуществами:

- сокращением времени на обработку бурового раствора на 25-30 %;

- снижением и компенсацией потерь технологических объемов малоглинистой суспензии при вскрытии высокопроницаемых горизонтов;

- уменьшением расхода полимерных реагентов, по сравнению с серийно применяемыми (КМЦ, М-14) до 50 %, при приготовлении и обработках бурового раствора в процессе наклонно направленного бурения (до 40° по зенитному углу) в интервалах литологически неоднородных пород (1350-3800) м.

Научный интерес представляет «двойственность» действия полимера, заключающаяся в том, что при малых концентрациях (для 5 %-го глинистого раствора до 0,04 %) реагент «Праестол» действует как флокулянт, а при больших концентрациях является структурообразователем (рисунок 4). При изменении содержания активной твердой фазы в растворе пропорционально изменяется величина «порога коагуляции». Высокая флокули-рующая активность данных полимеров обеспечивает эффективную очистку бурового раствора от выбуренной породы. Проведенные (совместно с сотрудниками ТюменНИИгипрогаз) лабораторные исследования показали, что по ингибирующей способности, а также по стойкости к механодест-рукции, полимеры марки «Праестол» сопоставимы со своими аналогами, однако при этом расход (например, реагента «Праестол 2530») сокращается в 7-10 раз.

Концентрация Праестола, %

Рисунок 4 - Изменение реологических параметров 5 %-ого глинистого раствора в зависимости от концентрации реагента «Праестол» марки 2530:

ДНС - динамическое напряжение сдвига; СНС - статическое напряжение сдвига;

Т - условная вязкость

На базе реагентов марки «Праестол» созданы эффективные технологические жидкости на безглинистой основе для глушения скважин (совместно с И.И. Клещенко, A.B. Кустышевым). Технологический раствор на его основе представляет собой дисперсную систему, дисперсионной средой которого является вода, а дисперсной фазой - полимер «Праестол», загуститель - сульфацелл, комплексообразователь - сульфат алюминия, а также алюмосиликатные микросферы для регулирования плотности раствора. Разработанная жидкость глушения химически инертна к горным породам, совместима с пластовыми водами, исключает необратимую кольма-тацию пор пласта твердыми частицами, не образует «барьеров» и стойких эмульсий в коллекторе, способствует гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела сред «жидкость глушения - пластовый флюид», обладает низким коррозионным воздействием на скважииное оборудование, основа жидкости глушения обладает ингиби-рующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание. Разработанный состав жидкости реализован в технологическом регламенте по глушению газовых и газоконденсатных скважин (НД 04803457-2762004).

В четвертом разделе приведены исследования влияния комплексной соли (хлоркалий-электролит) на свойства тампонажного раствора и сформированного из него камня. Известно, что одной из важных проблем при использовании облегченных тампонажных составов является невысокая прочность цементного камня, а также отсутствие его качественного сцепления с колонной и породами.

С целью улучшения технологических характеристик тампонажного раствора и камня в работе предложено использовать в качестве жидкости затворения раствор хлоркалий-электролита.

В процессе исследований (совместно с ДООО «Тюменбургаз») разработан облегченный тампонажный раствор при следующем соотношении ингредиентов, % масс.: портландцемент тампонажный (52-54), алюмосиликатные полые микросферы (8,8-9,9), 4-6 %-ный раствор хлоркалия - остальное.

На первом этапе производились исследования прочности на изгиб механическим способом на установке 2035 П-05. В дальнейшем исследование прочности цементного камня проводилось ультразвуковым методом. Графическое изменение прочности во времени показано на рисунке 5. 3,1

3.6 3,4

о

1« § '

5 2,8

о

о.

С 2,6 2,4 2,2

... л

- ^ " " А-

* л

. А ' " . • ■ й

У а

#

5 10 15 20 25

Время твердения, сут

-бездобавочный; - О - бездобавочный солевой,

-облегченный; - Л- облегченный солевой

30

Рисунок 5 - Изменение прочности образцов цементного камня при твердении

Таким образом, использование в качестве жидкости затворения 4-6 %-го раствора хлоркалий-электролита позволяет увеличить прочность на изгиб цементного камня на ранней стадии твердения на 5-10 % для бездобавочного цементного раствора, а также на 10-15 % для облегченного раствора, содержащего алюмосиликатные микросферы. На состав получен патент РФ № 2250984.

При помощи рентгеноструктурного (рентгенофазового) анализа проведены исследования качественного и количественного минералогического и фазового состава продуктов твердения тампонажного камня.

Экспертный анализ показал, что присутствие в составе комплексной соли: катионов К+, Иа+, Са++, ускоряет кинетику структурообразова-ния за счет увеличения интенсивности образующихся связей, уплотнения продуктов гидратации на поверхности формирующихся центров кристал-

лишили. При этом повышенная щелочность среды хлоркалия-электролита способствует формированию дополнительных соединений типа общехло-ридов кальция и гидрохлоралюминатов, которые увеличивают прочность тампонажного камня на ранней стадии твердения. Анализ рентгенограмм (рисунок 6) показывает лучшую закристаллизованность основных гидросиликатных фаз и соединений в составе тампонажного камня на более ранней стадии твердения и указывает на наличие новых соединений.

Рисунок 6 - Дифрактограммы ZKI-27, ZK2-27, ZK4-27 - образцы бездобавочного цементного камня (ПЦТ-1-50); с добавкой АСМ и с добавкой АСМ затворенного в солевом растворе после 27 суток твердения соответственно

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложен новый подход к разработке составов технологических жидкостей для бурения и ремонта скважин, включающий определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз «фильтрат-порода» с последующим определением ингибирующего эффекта на реальном керновом материале.

2. Исследовано влияние поверхностно-активных свойств технологических жидкостей, в результате которого восстановление проницаемости низкопроницаемых пород коллекторов составило более 80 %.

3. Разработаны следующие новые составы технологических жидкостей для бурения, освоения и ремонта скважин:

- гидрогель-магниевый и солевой биополимерный растворы для бурения скважин, жидкость для глушения и растепления газовых скважин на основе хлоркалий-электролита;

- гидрофобизирующий раствор для бурения скважин на основе фур-фурилового спирта;

- полимерглинистый раствор для бурения скважин и жидкость глушения газовых и газоконденсатных скважин на основе реагентов марки «Праестол».

4. Изучен механизм действия комплексной соли «хлоркалий-электролита» и разработан состав облегченного тампонажного раствора, применение которого позволяет увеличить сцепление цементного камня с колонной в 1,2 - 1,3 раза.

5. Результаты исследований реализованы в виде проектных решений, методик и руководящих документов:

- Проект на строительство поисковой скважины глубиной 2500 м на Полуньяхском месторождении;

- НД 04803457-276-2004. Технологический регламент по глушению газовых и газоконденсатных скважин;

- СТО 00158223-03-2006. Технологический регламент по глушению и растеплению газовых скважин на Пунгинском ПХГ технологическими растворами на основе хлоркалия-электролита.

Основное содержание диссертации опубликовано в 47 печатных работах, основные из которых:

1. Тулубаев А.Б., Фирхов A.C., Зозуля Г.П. Разработка состава для установки блокад-экрана при ремонтно-изоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Материалы Всерос.

научн.-техн. конф. 21-22 ноября 2001 г. - Тюмень, Вектор Бук, 2001. - С. 22.

2. Грошева Т.В., Тулубаев А.Б., Листак М.В. Разработка гидрофоби-зирующих технологических жидкостей для вскрытия продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин // Там же, - С. 23-24.

3. Шенбергер В.М., Зозуля Е.К., Попова Ж.С., Тулубаев А.Б. Разработка гидрофобизирующих ингибированных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Материалы Всерос. науч.-техн. конф. - Альметьевск, АлНИ, 2001. - С. 368-373.

4. Тулубаев А.Б. Анализ эффективности применения технологий «гибких труб» при бурении и ремонте скважин на месторождениях Западной Сибири // Новые технологиии в газовой промышленности: Тез. докл. IV Всерос. конф. РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 25-27 сентября. - М., Интерконтакт наука, 2001. - С. 86.

5. Тулубаев А.Б., Медведев В.М., Кисев C.B., Зозуля Г.П. Регулирование фильтрационных свойств буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы 3 Всерос. научн.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета 19-20 апреля 2002 г. - Тюмень, Вектор Бук, 2002. - С. 138-140.

6. Зозуля Е.К., Листак М.В., Тулубаев А.Б. Нейтрализация отработанных буровых растворов с использованием полимеров марки «Праестол» //Там же,-С. 141-143.

7. Андреев B.C., Тулубаев А.Б., Зозуля Е.К., Медведев В.М. Анализ и исследование перспективных технологических жидкостей, используемых при строительстве и ремонте скважин // Там же. - С. 144-145.

8. Тулубаев А.Б., Герасимов Г.Т., Зозуля Е.К., Другое A.B. Анализ методов и разработка состава для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах // Там же, - С. 148.

9. Тулубаев А.Б., Листак М.В., Чабаев Л.У. Бурдин К.В. О формировании блокад-экрана при ремонто-изоляционных работах в нефтяных и га-

зовых скважинах // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы 3 Всерос. научн.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета 19-20 апреля 2002 г. - Тюмень, Вектор Бук, 2002. - С. 149-150.

10. Тулубаев А.Б., Листак М.В., Молоданов Д.В. Исследование технологических жидкостей для бурения и ремонта скважин // Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Тез. докл. Меж-дунар. научн.-техн. конф., посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2002. - С. 115-116.

11. Листак М.В., Тулубаев А.Б., Зозуля Е.К. О нейтрализации отработанных буровых растворов с использованием полимеров марки «Прае-стол» // Там же, - С. 119-120.

12. Тулубаев А.Б., Зозуля Е.К., Коробейников А.Ю. Анализ и исследование перспективных технологических жидкостей, используемых при строительстве и ремонте скважин // Там же, - С. 121-122.

13. Тулубаев А.Б., Герасимов Г.Т., Зозуля Е.К. Анализ методов и разработка состава для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах // Там же, - С. 124-125.

14. Тулубаев А.Б., Бурдин К.В., Зозуля Е.К., Листак М.В. О механизме формирования блокад-экрана при ремонтно-изоляционных работах в нефтяных и газовых месторождениях // Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Материалы научн.-техн. конф., посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2002. - С. 126.

15. Тулубаев А.Б., Листак М.В., Гаврилов Е.И., Кашкаров Н.Г., Коробейников А.Ю. Перспективы использования полимеров марки «PRAESTOL» при бурении и ремонте скважин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 25-28.

16 Попова Ж.С., Тулубаев А.Б. Результаты исследований реагента многоцелевого назначения для бурения и ремонта скважин // Севергеоэко-тех: Материалы Межрегион, молодежной научн. конф. - Ухта, У Г ГУ, 2002.-С. 89.

17. Белей И.И., Тулубаев А.Б., Зозуля Г.П., Яковлев A.B., Ермолаев М.Н. Разработка и совершенствование рецептур облегченных тампонаж-ных растворов // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. научн.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета 25-27 сентября 2003 г. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2003. - Т.2. - С. 12-14.

18. Зозуля Е.К., Тулубаев А.Б., Потехин Ф.С., Коробейников А.Ю. Разработка и совершенствование биополимерных солевых растворов для бурения боковых стволов из эксплуатируемых скважин // Там же, - С. 3941.

19. Клещенко И.И., Кустышев A.B., Тулубаев А.Б., Яковлев A.B., Годзюр В.И. Исследование свойств солевых технологических жидкостей, применяемых при капитальном ремонте скважин // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междун. научн.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета 25-27 сентября 2003 г.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - Т.2. -С. 42-43.

20. Тулубаев А.Б., Листак М.В., Попова Ж.С., Зозуля Г.П. Разработка гидрофобизирующих технологических жидкостей для вскрытия продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин // Там же, - С. 51-52.

21. Тулубаев А.Б., Годзюр В.И., Бакеев P.A., Зозуля Г.П. Разработка состава для установки блокад-экрана при ремонтно-изоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах // Там же, - С. 53.

22. Тулубаев А.Б., Зозуля Г.П., Годзюр В.И., Бакеев P.A. Необходимость регулирования кислотной обработки низкопроницаемых коллекторов // Там же, - С. 54-55.

23. Тулубаев А.Б., Зозуля Е.К., Листак М.В., Лахно Е.Ю. Исследование и разработка комплекса технологических решений по повышению устойчивости глиносодержащнх пород и сохранению проницаемости продуктивных пластов // Сб. тр. Института нефти и газа. Нефтегазовое направление. - Тюмень: Вектор Бук, 2004. - С. 110-115.

24. Зозуля Е.К., Тулубаев А.Б., Другов A.B., Потехин Ф.С., Кисев C.B. Разработка биополимерных солевых растворов для бурения боковых

стволов из эксплуатируемых скважин // Там же, -С. 115-118.

25. Нифонтов Ю.А., Николаев Н.И., Петропавловский А.Г., Кашкаров Н.Г., Мотылева Т.А., Тулубаев А.Б. Разработка перспективных полимерных реагентов для буровых растворов и тампонажных смесей // Сб. тр. Института нефти и газа. Нефтегазовое направление. - Тюмень: Вектор Бук, 2004.-С. 152-160.

26. Бакеев P.A., Сизов О.В., Клещенко И.И., Тулубаев А.Б., Зозуля Е.К. Состав технологического раствора для глушения газовых и газокон-денсатных скважин // Там же, - С. 179-181.

27. Сизов О.В., Бакеев P.A., Кряквин Д.А., Тулубаев А.Б., Попова Ж.С., Зозуля Е.К. Восстановление ствола расконсервируемых газовых скважин при наличии в разрезе многолетнемерзлых пород // Там же, - С.

28. Пат. 2254447 РФ, МПК7 Е 21 В 37/06. Способ растепления газовой скважины / Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, P.A. Бакеев, И.А. Кустышев, A.B. Яковлев, М.Н. Ермолаев, А.Б. Тулубаев, И.Д. Галимьянов (Россия). -№ 2004100495; Заявлено 05.01.2004; Опубл. 20.06.2005, Бюл. № 17.

29. Пат. 2250984 РФ, МПК7 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонаж-ный раствор / Г.П.Зозуля, И.И. Белей, А.Б. Тулубаев, Е.К.Зозуля, P.A. Бакеев, Ф.С. Потехин, A.B. Яковлев, М.Н. Ермолаев, И.Д. Галимьянов, Е.Г. Казаков (Россия) - № 2004100496; Заявлено 05.01.2004; Опубл. 27.04.2005, Бюл. № 12.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

181-183.

Соискатель

Подписано к печати SJ.C'3 ■ 2006 г. Заказ № ¥t Формат 60 х 84 7|6 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч. №1 Уч.-изд. Усл. печ. л. ^ Í Тираж 100 экз.

¿006A

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Тулубаев, Андрей Борисович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА О ПРИМЕНЕНИИ СОСТАВОВ ЖИДКОСТЕЙ ИНГИБУРУЮЩИХ ГЛИНИСТЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ НА СТАДИЯХ СТРОИТЕЛЬСТВА, ОСВОЕНИЯ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА СКВАЖИН.

1.1 Факторы, влияющие на изменение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов при строительстве, освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

1.2 Оценка влияния физико-химических взаимодействий дисперсионной среды с дисперсной фазой растворов и минералами горной породы.

1.2.1 Влияние поверхностного натяжения и адсорбции на процессы фильтрации и устойчивости пород.

1.2.2 Роль катионного обмена на границе раздела фаз.

1.2.3 Роль смачивания и капиллярного давления на границах раздела фаз «жидкость - твердое тело».

1.2.4 Влияние диффузии и осмоса на процессы физико-химического взаимодействия на границах раздела фаз.

1.3 Анализ условий применения составов ингибирующих жидкостей для сохранения фильтрационно-емкостных свойств низкопроницаемых коллекторов нефти и газа.

2 РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ С ПОВЫШЕННОЙ ИНГИБИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТЬЮ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОЙ СОЛИ

ХЛОРКАЛИЙ-ЭЛЕКТРОЛИТА.

2.1 Обоснование необходимости использования комплексной соли

- хлоркалий-электролита в составах технологических жидкостей.

2.1.1 Методика проведения исследований хлоркалий-электролита.

2.1.2 Обработка результатов исследований с применением методики «полного факторного эксперимента».

2.1.3 Результаты лабораторных исследований комплексной соли -хлоркалий-электролита.

2.2 Разработка и исследование безглинистых полимерных жидкостей с конденсированной твердой фазой.

2.2.1 Краткий обзор исследований составов растворов с конденсированной твердой фазой и безглинистых полимерных жидкостей.

2.2.2 Особенности приготовления растворов с конденсированной твердой фазой (гидрогелей магния).

2.2.3 Разработка и исследование безглинистых полимерных жидкостей с конденсированной твердой фазой на основе комплексной соли - хлоркалий-электролита.

2.2.4 Исследование ингибирующей способности растворов гидрогелей.

2.3 Разработка составов солевых биополимерных растворов.

2.3.1 Применение биополимерных жидкостей для бурения скважин.

2.3.2 Исследование эффективности действия различных солей для приготовления солевых биополимерных растворов.

2.4 Разработка и исследование технологических жидкостей для ремонта и освоения скважин на основе комплексной соли - хлоркалийэлектролита.

2.4.1 Разработка технологической жидкости и способа растепления скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ НОВЫХ РЕЦЕПТУР

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА И РЕМОНТА СКВАЖИН.

3.1 Разработка и исследование рецептур технологических жидкостей с использованием фурфурилового спирта.

3.2 Разработка и исследование полимерглинистых растворов на основе реагентов марки «Праестол».

4. ПРИМЕНЕНИЕ И ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ КОМПЛЕКСНОЙ СОЛИ - ХЛОРКАЛИЯ-ЭЛЕКТРОЛИТА В СОСТАВАХ ОБЛЕГЧЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ.

4.1 Анализ применяемых облегченных тампонажных растворов.

4.2 Требования, предъявляемые к тампонажным растворам.

Ф 4.3 Анализ использования различных реагентов для регулирования технологических свойств тампонажных растворов.

4.3.1 Анализ влияния различных солей на технологические свойства ^ тампонажных растворов и сформированного камня.

4.4 Сведения об алюмосиликатных полых микросферах.

4.5 Разработка и результаты исследований облегченного тампонажного раствора.

4.6 Исследование прочности цементного камня.

4.6.1 Определение прочности образцов цементного камня ультразвуковым методом. ф 4.7 Обработка результатов исследования с применением методики полного факторного эксперимента».

4.8 Исследование структуры образцов цементного камня при помощи рентгенофазового анализа.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование составов ингибирующих технологических жидкостей для освоения и ремонта низкодебитных скважин"

Актуальность работы

На современном уровне развития техники и технологии при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин почти каждая скважинная операция требует применение технологических жидкостей, т.е. является технологически необходимой. При этом важным является правильный выбор типа жидкости, которая должна решать задачи безаварийной проводки скважин при бурении и сохранении фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при вскрытии, освоении и ремонте скважины.

Существующее многообразие разработанных жидкостей, и различных ® их классификаций, способствует более правильному их выбору для конкретной технологии, но не всегда в полной мере способствует качественному решению задач в силу достаточно широкого диапазона изменения геолого-технических условий, г Отсутствие полных представлений о механизме взаимодействия бурового раствора с горными породами в околоскважинной зоне является основной причиной того, что вопрос выбора, создания новых и совершенствования применяемых составов промывочных жидкостей остается по прежнему актуальным. Физико-химические процессы и явления, протекающие на границах раздела фаз «твердое тело - жидкость», «жидкость ® - жидкость», «газ - жидкость» являются важнейшими и обязательными факторами при разработке новых и совершенствовании уже применяемых жидкостей. При этом следует рассматривать процесс разработки состава бурового раствора как совокупность, определяемую двумя основными этапами: первый - разработка основы раствора, обладающей необходимыми свойствами по отношению к горным породам, такими как ингибирующая способность, гидрофобизация, совместимость с пластовыми жидкостями; ® второй - изменение физико-механических параметров жидкости до требуемого уровня, обеспечивающего безаварийный процесс бурения и освоения, за счет достижения необходимой плотности, реологических показателей, фильтрационных, тиксотропных и других свойств, учитывающих реальные режимы проведения работ.

Для решения проблемы сохранения фильтрационно-емкостных свойств низкопродуктивных пластов разработано и апробировано множество технологических жидкостей, получены положительные результаты, однако из-за разнообразия геологических условий и особенностей строения и поведения коллекторов ни одна из них не имеет «абсолютную» или полную эффективность. Например, чистые жидкости (флюиды нефтяных пластов, искусственные рассолы, пресная и морская вода, дизельное топливо и даже пластовая нефть) могут вызвать снижение проницаемости прискважинной зоны по следующим причинам:

- чистые рассолы не содержат частиц регулируемого размера, зачастую в них присутствуют твердые растворимые и нерастворимые частицы, способные проникать на значительную глубину и закупоривать поры пласта;

- морская вода содержит бактерии и планктон, которые закупоривают пористую среду, кроме того высокая концентрация сульфатов в присутствии соединений кальция и бария приводит к поражению пласта сернокислыми образованиями;

- при использовании различных по составу типов сырой нефти выпадают тяжелые углеводороды в виде множества мелких частиц (асфальтены и парафины), кольматирующие пласт;

- пресная вода резко ухудшает проницаемость терригенных коллекторов даже с невысоким содержанием глинистого цемента.

При отсутствии кольматации возрастает роль других факторов, приводящих к поражению пласта, существует проблема совместимости жидкости и коллектора. На этот процесс влияют как свойства пластовой воды и породы коллектора, так и чистота химических реагентов, применяемых для обработки промывочных жидкостей.

Цель работы - повышение качества работ при освоении, эксплуатации и ремонте низкодебитных нефтяных и газовых скважин разработкой многофункциональных технологических жидкостей и изолирующих композиций с улучшенными ингибирующими и изоляционными свойствами.

В соответствии с поставленной целью сформулированы следующие задачи исследований:

1. Анализ и совершенствование методов повышения ингибирующих свойств технологических жидкостей.

2. Исследование влияния разработанных технологических жидкостей на устойчивость стенок скважин.

3. Разработка рецептур технологических жидкостей на водной основе для вскрытия продуктивных пластов при бурении, освоении и ремонте скважин, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных свойств низкопродуктивных коллекторов.

4. Исследование влияния поверхностно-активных свойств технологических жидкостей на изменение проницаемости низкопроницаемых коллекторов.

5. Разработка рекомендаций по применению разработанных рецептур и предварительная оценка эффективности их применения.

Объектом исследования являются процессы, происходящие на границе раздела фаз и оказывающие влияние на изменение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и устойчивость стенок скважины, сложенных глиносодержащими породами.

Предметом исследований являются составы и свойства ингибированных буровых растворов, жидкостей глушения на основе калий содержащих солей и ремонтно-изолирующие составы для предотвращения флюидоперетоков по заколонному пространству эксплуатационных нефтяных и газовых скважин.

Методологической и теоретической основой исследований являются научные труды отечественных и зарубежных авторов в области строительства, эксплуатации и ремонта скважин, действующие отраслевые руководящие документы и методики определения параметров технологических жидкостей у нас в стране и за рубежом.

В работе использованы следующие методы исследований: метод сравнений и аналогий, метод экспертных оценок, метод регрессионного анализа при планировании лабораторных исследований и обработки результатов.

Информационная база исследований

В качестве информационных источников в работе использованы научные источники в виде сведений из книг, журнальных статей, научных докладов, материалов научных конференций и семинаров, статистические источники в виде материалов нефтегазодобывающих предприятий и научно-исследовательских институтов и результаты собственных расчетов и экспериментов.

Научная новизна:

1. Изучен и объяснен механизм гидрофобизации поверхности раздела на границе фаз «порода - раствор» за счет снижения поверхностного натяжения при введении в раствор фурфурилового спирта.

2. Уточнены особенности двойного действия полимеров марки «Праестол» различной концентрации, проявляющиеся в избирательной флокулирующей способности и способности к структурообразованию в дисперсных системах.

3. Установлен и объяснен эффект повышения прочности портланд-цементного камня и его сцепления с колонной, сформированного из облегченного тампонажного раствора, содержащего предлагаемую ^ комплексную соль - заменитель хлористого калия.

Практическая значимость полученных результатов

Разработаны эффективные составы жидкостей для бурения, освоения и ремонта скважин, в том числе для их глушения, изолирующие составы, многофункциональные жидкости для специальных ремонтных работ, применение которых повышает качество работ.

Разработаны рекомендации по применению заменителя хлористого калия в виде химического продукта - «хлоркалий-электролит», которые ^ реализованы в сертификате на его применение в качестве реагента для обработки буровых растворов и технологических жидкостей на территории РФ (№153.39.RU.245860.00560.10.03). Реагент внесен в отраслевой реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли».

Разработанные рекомендации реализованы при составлении проекта на строительство поисковой скважины глубиной 2500 м на Полуньяхском месторождении (2004 г.).

Разработан РД по глушению газовых и газоконденсатных скважин (ООО «Ямбурггаздобыча», 2004 г.). ^ Разработан РД по глушению и растеплению газовых скважин

Пунгинского ПХГ растворами на основе хлоркалия-электролита (ООО «Тюментрансгаз», 2006 г.).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири ® на современном этапе» (Тюмень, 2001); Всероссийской научно-технической конференция «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» (Альметьевск, 2001); 3-ей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 2002); научно-технической конференции "Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки" посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко (Тюмень, 2002); Межрегиональной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех - 2002» (Ухта, 2002); Международной научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе», посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (Тюмень, 2003); научно-практической конференции посвященной 60-летию Тюменской области «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции» (Тюмень, 2004); VI конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2005).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 41 печатные работы, в том числе: 32 статьи в сборниках трудов и реферируемых журналах, 7 методических указаний и 2 патента РФ на изобретения.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Тулубаев, Андрей Борисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Предложен новый подход к разработке составов технологических жидкостей для бурения и ремонта скважин, включающий определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз «фильтрат-порода» с последующим определением ингибирующего эффекта на реальном керновом материале.

2 Исследовано влияние поверхностно-активных свойств технологических жидкостей, в результате которого восстановление проницаемости низкопроницаемых пород коллекторов составило более 80 %.

3 Разработаны следующие новые составы технологических жидкостей для бурения, освоения и ремонта скважин:

- гидрогель-магниевый и солевой биополимерный растворы для бурения скважин, жидкость для глушения и растепления газовых скважин на основе хлоркалий-электролита;

- гидрофобизирующий раствор для бурения скважин на основе фурфурилового спирта;

- полимерглинистый раствор для бурения скважин и жидкость глушения газовых и газоконденсатных скважин на основе реагентов марки «Праестол».

4 Изучен механизм действия комплексной соли «хлоркалий-электролита» и разработан состав облегченного тампонажного раствора, применение которого позволяет увеличить сцепление цементного камня с колонной в 1,2 — 1,3 раза.

5 Результаты исследований реализованы в виде проектных решений, методик и руководящих документов:

- Проект на строительство поисковой скважины глубиной 2500 м на Полуньяхском месторождении;

- НД 04803457-276-2004. Технологический регламент по глушению газовых и газоконденсатных скважин;

- СТО 00158223-03-2006. Технологический регламент по глушению и растеплению газовых скважин на Пунгинском ПХГ технологическими растворами на основе хлоркалия-электролита.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Тулубаев, Андрей Борисович, Тюмень

1. Басарыгин Ю.М.Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Краснодар: Сов. Кубань, 2002. - 584 с.

2. Коротаев Ю.П. Расчет проникновения глинистого раствора в пласт / Ю.П. Коротаев, М.И. Швидлер //Газовая промышленность. 1971. - № 8. - С. 3-5.

3. Свихушин Н.М. Влияние твердой и коллойдной фаз на снижение проницаемости призабойной зоны / Н.М. Свихушин, В.Д. Тур / Бурение. -1965. № 1.-С. 17-18.

4. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. -М.: Недра, 1985.- 181 с.

5. Киреев В.А. Курс физической химии. Изд. 3-е М.: Химия, 1975.420 с.

6. Основы физико-химической механики,- Киев: Вища школа, 1975. ч. 1-319 с.

7. Ребиндер П.А. Повехностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика. Избранные труды. М.: Наука, 1979. - 384 с.

8. Шантарин В.Д. Физико-химия дисперсных систем / В.Д. Шантарин, B.C. Войтенко // Мин-во геологии СССР; Западно-Сибирский науч.-исслед. и проект.-конструкт. ин-т технологии глубокого развед. бурения. М.: Недра, 1990.-315 с.

9. Войтенко B.C. Прикладная геомеханика в бурении. М.: Недра, 1990.-252 с.

10. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990.-230 с.

11. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. -М.: Недра, 1984.-210 с.

12. Городнов В.Д. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов / В.Д. Городнов, В.Н. Тесленко, П.И. Колесников, Б.К. Челомбиев. -М.: Недра, 1971.-203 с.

13. Тагиров К.М. Вскрытия продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин. М.: Недра, 1996.- 164 с.

14. Булатов А.И. Освоение скважин. Справочное пособие / А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко и Р.С. Яремийчук. М.: Недра, 1999. -472 с.

15. Сонич В.П. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород / В.П. Сонич, Н.А. Черемисин, Ю.Е. Батурин // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. - С. 52-57.

16. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. М.: Недра, 1979.-344 с.

17. Войтенко B.C. Проблемы устойчивости скважин на больших глубинах / Деформирование и разрушение горных пород: Сб. ст. Бишкек: Илим, 1989. С.586-597.

18. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. М.: Недра, 1968.- 153 с.

19. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. М.: Недра, 1970.309 с.

20. Орлов Л.И. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов в процессе бурения / Л.И. Орлов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихушин. М.: Недра, 1975. - 89 с.

21. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В.А. Амиян, Н.П. Васильева. М.: Недра, 1972. - 336 с.

22. Сургучев М.Л. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах / М.Л. Сургучев, Ю.В. Желтов, Э.М. Симкин. М.: Недра, 1984.-212 с.

23. Вадецкий Ю.В. Особенности вскрытия, испытания и опробывания трещинных коллекторов / Ю.В. Вадецкий, А.А. Жучков, Г.М. Макаров, Б.И. Окунь. М.: Недра, 1973. - 136 с.

24. А.с. № 515869 СССР. Способ приготовления безглинистого минерализованного бурового раствора. / O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, Н.Е. Самойлов, Б.Н. Хахаев (СССР). Заявлено 17.02.71.

25. Пат. № 3878110 (США). Clay agueous sed water drilling fluids conteening magnesium oxide / Y.L. Miller, H.K. Barthal (США). Заявлено 24.10.72.

26. Киселева Н.И. Буровой раствор для проходки калийно-магниевых солей / Н.И. Киселева, Н.В. Петухова // Науч. тр. пермского политехнического института. Пермь: - 1976, -№ 181, - С. 35-38.

27. Хахаев Б.Н. Опыты применения гидрогеля магния в качестве бурового раствора при проводке сверхглубоких скважин на площади Шубаркудук / Б.Н. Хахаев, O.K. Ангелопуло // РНТС, ВНИИОЭНТ, серия Бурение. 1975, - № 7, - С. 24-29.

28. Ангелопуло O.K. Обработка бурового раствора при вскрытии подсолевых отложений // Газовая промышленность. 1996. - № 7. - С.16-18.

29. Басарыгин Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 2001. - 543 с.

30. Пат. № 20061731 РФ С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор / Н.И. Крысин, A.M. Нацепинская, P.M. Минаева и др. (Россия) № 005205/03; Заявлено 26.02.94.

31. Дровников П.Г. Минерализованный буровой раствор для бурения скважин в северных условиях / П.Г. Дровников, Е.А. Коновалов // Сб. совершенствования технологии бурения нефтяных и газовых скважин в

32. Восточной Сибири и Якутии- Новосибирск: 1985. С. 14-16.

33. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. -М.: Недра, 1984.-214 с.

34. Булатов А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. Пособие для вузов / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков. -М.: Недра, 1999.-424 с.

35. Андреев B.C. Анализ и исследование перспективных технологических жидкостей, используемых при строительстве и ремонтескважин / B.C. Андреев, А.Б. Тулубаев, Е.К. Зозуля, В.М. Медведев // Там же. -С. 144-145.

36. Клещенко И.И. Исследование свойств солевых технологических жидкостей, применяемых при капитальном ремонте скважин / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, А.Б. Тулубаев, А.В. Яковлев, В.И. Годзюр // Там же,-С. 42-43.

37. Проселков Ю.М. Лабораторный практикум по буровым промывочным и тампнонажным растворам: Учеб. пособие / Ю.М. Проселков, Е.Б. Проселков. Краснодар: Кубан. гос.технол. ун-т., 1999. - 308 с.

38. Зозуля Г.П. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Методические указания. Часть I / Г.П. Зозуля, Л.А. Паршукова, Т.В. Трошева, А.Б. Тулубаев, М.В. Листак. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2002. - 24 с.

39. Зозуля Г.П. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Методические указания. Часть II / Г.П. Зозуля, Л.А. Паршукова, Т.В. Грошева, А.Б. Тулубаев, М.В. Листак. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2002. -24 с.

40. Зозуля Г.П. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Методические указания. Часть III / Г.П. Зозуля, Л.А. Паршукова, Т.В. Грошева, А.Б. Тулубаев, М.В. Листак. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2002. -24 с.

41. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. -М.: Недра, 1984. С. 104-136.

42. Мирзаджанзаде А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа / А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанов. М.: Недра, 1977. - 228 с.

43. Ганджумян Р.А. Математическая статистика в разведочном бурении. М.: Недра, 1990. - 224 с.

44. Подгорнов В.М. Исследование безглинистых буровых растворов сконденсированной твердой фазой: Дисс. канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП, 1974.-165 с.

45. Белов В.П. Промышленные испытания бурового гель-раствора при проводке скважин в сложных условиях / В.П. Белов, А.И. Таванец, А.К. Журавлев, Е.Н. Гончаровский, А.Н. Коваленко, В.А. Фоменский // РНТС. Серия Бурение 1975. - № 2. - С. 36-38.

46. Ангелопуло O.K. Особенности нормирования расхода солей для обработки буровых растворов // РНТС. Серия Бурение. 1977-№ 5. - С. 29-32.

47. Ангелопуло O.K. Буровые растворы для осложненных условий / O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков.-М.: Недра, 1988.-212 с.

48. Белов В.П. Безглинистый буровой раствор на основе гидроокиси алюминия // Межвуз. сб. тр., М.: 1975. - № 2. - С. 38-40.

49. Ангелопуло O.K. Калийный буровой раствор на основе гидрогеля магния / O.K. Ангелопуло, Е.В. Девятов, Г.И. Журавлев, Ю.А. Скворцов, Т.П. Поликарпова // Газовая промышленность. М.: 1977. -№ 5. - С. 18-21.

50. Гилаев Г.Г. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на сложнопостроенных нефтегазовых месторождениях. Краснодар: Советская Кубань, 2003. - 304 с.

51. Хахаев Б.Н. Опыт применения гидрогеля магния в качестве бурового раствора при проводке сверхглубоких скважин на площади Шубаркудук / Б.Н. Хахаев, O.K. Ангелопуло // РНТС. Серия Бурение, 1975. -№ 7.-С. 13-21.

52. Временная инструкция по приготовлению и обработке безглинистого бурового раствора в процессе бурения. Березники, 1998. - 5 с.

53. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.С. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. - 317 с.

54. Временная инструкция по применению и приготовлению солевых биополимерных растворов для бурения скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Сургут, 2000. - 32 с.

55. Пат. № 2103311 РФ, МПК 6 С09К 7/00, опубл. 1998 (прототип).

56. Козлов А.И. Фурфурол, лигнин, многоатомные спирты ценное сырье в промышленности органического синтеза // РНТЖ Гидролизная и лесохимическая промышленность. - 1958. -№ 6. - С. 10-16.

57. ГОСТ 28960-91. Технические условия. Спирт фурфуриловый. -МНТКС, 1992.- 18 с.

58. Регламент на систему сбора, нейтрализацию и ликвидацию отходов бурения при строительстве скважин на газоконденсатных месторождениях Тюменской области. Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.-65 с.

59. Регламент на производство работ по реагентной нейтрализацииотходов бурения скважин на установке Envairo-Floc фирмы Baroid. Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.-36 с.

60. Регламент на производство работ по реагентной нейтрализации отходов бурения скважин на установке Zero-LW фирмы Kem-Tron. Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.-46 с.

61. Временная инструкция по применению и приготовлению технологического раствора на основе полимера Praestol для глушения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД на месторождениях• севера Тюменской области. Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2004.-26 с.

62. Гайворонский А.А. Крепление и разобщение пластов. М.: Недра, 1981.-367 с.

63. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам / B.C. Данюшевский, И.Ф. Толстых, В.М. Милыптейн. М.: Недра, 1973.-312 с.

64. Будников В.Ф. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин / В.Ф. Будников, А.И. Булатов, П.П. Макаренко. М.: Недра, 1996. -495 с.

65. Булатов А.И. Тампонажные материалы / А.И. Булатов, B.C.

66. Данюшевский. М.: Недра, 1987. - 268 с.

67. Овчинников В.П. Солевые и тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства соды / В.П. Овчинников, А.А. Фролов, А.А. Шатов, В.И. Вяхирев, В.Ф. Сорокин, П.В. Овчинников. -М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000. 214 с.

68. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. - 289 с.

69. Горшков B.C. Методы физико-химического анализа вяжущих веществ / В.С.Горшков, В.В. Тимашев, В.Г. Савельев. М.: Высш. школа, 1981. - 335 с.

70. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам: Изд. 2-е перераб. и доп. / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых. -М.: Недра, 1987. 373 с.

71. Вяхирев В.И. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях / В.И. Вяхирев, Ю.С. Кузнецов, В.П. Овчинников, А.А. Шатов, Е.С. Кузнецов. Тюмень: Изд-во Вектор Бук, 1997.-240 с.

72. Овчинников В.П. Анализ качества крепления скважин месторождений Уренгойской группы // Сб. тр. института Нефти и газа. Тюмень: Изд-во Вектор Бук, 2004.-С. 3-5.

73. Овчинников В.П. Анализ свойств тампонажных материалов для цементирования скважин в криолитозоне / В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, А.А. Фролов, Ю.О. Газгиреев // Сб. тр. института Нефти и газа. Тюмень: Изд-во Вектор Бук, 2004. - С. 6-10.

74. Кравченко Б.И. Современные методические приемы и технические решения при заканчивании скважин в условиях деформации и кольматации фильтрационных путей / Б.И. Кравченко, A.M. Киреев // Бюллютень БГА. -Минск. 2001. - № 1 (5). - С. 27-31.

75. Прибор ультразвуковой «Бетон-32». Руководство по эксплуатации: ООО Инженерно-технический центр средств контроля качества «КОНТРОС». -Солнечногорск, 2003 г.

76. Методические указания по определению прочности бетона ультразвуковым методом по ГОСТ 17624-87: ООО Инженерно-технический центр средств контроля качества «КОНТРОС». Солнечногорск, 2004 г.

77. Райзенберг Б.А. Диссертация и ученая степень. Пособие для соискателей. М.: Инфра-М, 2002. - 400 с.