Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии и материалов, обеспечивающих повышение качества тампонажных работ в сложных горно-геологических условиях

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии и материалов, обеспечивающих повышение качества тампонажных работ в сложных горно-геологических условиях"

На правах рукописи

ПЕТРОВ ВЛАДИМИР СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И МАТЕРИАЛОВ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ТАМПОНАЖНЫХ РАБОТ В СЛОЖНЫХ ГОРНО - ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

2« НОЯ 2013

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2013

005540583

Работа выполнена в ООО «Волге и проектный институт нефти и газа»

- Уральский научно

— исследовательский

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Крылов Виктор Иванович

Официальные оппоненты Агзамов Фарит Акрамович

доктор технических наук, профессор, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет», профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Чернышев Сергей Евгеньевич кандидат технических наук, доцент, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин».

Ведущая организация Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (г.Тюмень)

Защита состоится 19 декабря 2013 года в 12-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов, I.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Автореферат разослан « » ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Наличие осложнений при бурении и заканчивании нефтяных и газовых скважин, вызванных поглощениями промывочной жидкости и некачественным цементированием обсадных колонн не позволяют достичь высоких технико-экономических показателей строительства скважин. В частности, в процессе бурения эксплуатационных скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ОНГКМ), геологические условия которого характеризуются чередованием нефтяных и водоносных пластов; значительным перепадом пластовых давлений между пластами; наличием межпластовых перетоков; из-за слабых перемычек между продуктивным и водоносным пластами; малой толщиной продуктивных пластов с пластовыми давлениями, близкими к гидростатическим и др. Встречаются поглощения промывочной жидкости интенсивностью от 0,5 м3/ч до катастрофических, которые приурочены как к верхним интервалам бурения (от 236 до 721 м) под 244,5-мм обсадную колонну в высокопроницаемых пластах уфимского и казанского ярусов, так и при бурении горизонтальных участков стволов (от 1402 до 2305 м) в карбонатных отложениях артинского и сакмарского ярусов. В 2003-2013 гг. 15 скважин на ОНГКМ не достигли проектного забоя по продуктивному пласту в среднем на 331 м каждая, а затраты на ликвидацию поглощений по ним составили свыше 91 млн. руб.

Перспективным путём решения проблемы борьбы с поглощениями является применение двухреагентного способа закачки изоляционных тампонов, свойства которых адаптированы к горно - геологическим условиям бурения скважин.

В настоящее время около 10% скважин эксплуатационного фонда на ОНГКМ имеют межколонные давления (МКД) по цементному кольцу из-за некачественного разобщения пластов, вызванного несоответствием свойств там-понажных растворов геолого-техническим условиям крепления. Поэтому, важнейшей задачей повышения качества тампонажных работ является эффективное регулирование свойств тампонажных растворов и получаемого камня. При

этом, одним из наиболее перспективных направлений является применение реагентов многоцелевого действия для регулирования основных показателей свойств тампонажного раствора и камня.

Пель работы. Повышение технико - экономических показателей строительства нефтяных и газовых скважин совершенствованием технологий крепления и борьбы с поглощениями буровых растворов.

Основные задачи исследований

1 Анализ состояния проблемы ликвидации поглощений.

2 Оценка влияния технико-технологических факторов на качество тампо-нажных работ в скважинах.

3 Обоснование требований к составам и параметрам процесса изоляции зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин.

4 Установление механизма влияния аминометиленфосфоновых комплек-сонов на свойства тампонажных растворов и камня.

5 Обоснование технологии применения аминометиленфосфоновых ком-плексонов для регулирования свойств тампонажных растворов и цементного камня.

6 Промысловые испытания и внедрение новых двухкомпонентных составов при строительстве скважин.

Научная новизна

1 Обоснован и реализован принцип упрочнения двухрастворных тампонирующих композиций на основе аминометиленфосфоновых комплексонов созданием квазистационарных условий формирования цементного камня в порово-трещинных и трещинно - кавернозных коллекторах.

2 Установлено, что ввод комплексонов в цементные суспензии приводит к блокированию активных центров частиц твердой фазы, за счёт чего происходит торможение процессов гидратации и уменьшение сил сцепления дисперсных частиц друг с другом и, как следствие, замедление процесса схватывания цементных растворов и снижение показателей их реологических характеристик, а также к повышению прочности цементного камня.

Основные защищаемые положения

1 Результаты исследований и внедрения двухрастворных тампонирующих составов для изоляции зон поглощений в порово-трещинных, трещинно-кавернозных коллекторах и в условно-горизонтальных участках стволов скважин.

2 Методика оценки качества заключительных работ при заканчивают скважин.

3 Комплексный методический подход к выбору технико-технологических параметров по нескольким критериям качества цементирования эксплуатационных колонн, включая обводненность добываемой продукции.

4 Результаты исследований и внедрения новых материалов и реагентов, для управления технологическими свойствами тампонажных составов для крепления скважин.

Методы решення поставленных задач. Теоретическое обоснование параметров тампонирующих композиций, требований к ним и методов исследований изоляционных тампонов и их компонентного состава с использованием современных методик, приборов, установок и математических методов обработки полученных результатов.

Практическая значимость работы

1 Разработанные тампонирущие составы и технология ликвидации зон поглощений включены в «Рекомендации по ликвидации катастрофических поглощений с использованием жидкого композиционного материала с минимальными сроками отверждения», утверждённые ООО «ВолгоУралНИПИгаз») и СТО 0-05-04-2009 «Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении скважин», утвержденная ООО «Газпром добьгча Оренбург».

2 Внедрены тампонирующие составы и технология ликвидации зон поглощений с использованием жидких композиционных материалов с минимальными сроками отверждения и тампонажные растворы с добавками комплексо-нов в ООО «Оренбурская буровая компания» и филиале «Оренбуг бурение» ОАО «Газпром бурение».

Апробапия работы. Основные положения диссертационной работы неоднократно докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях, в том числе на:

- V научно-технической конференции с международным участием «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения»,Оренбург, 2011г.

- научно-технических совещаниях в ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «ВолгоУралНИПИгаз», ООО «Оренбургская нефтяная компания», ЗАО «Зарубежнефтегаз», Филиале «Оренбург бурение» ЗАО «Газпром бурение» в течение 2006-2012 гт;

- на заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин УГНТУ в

2012-2013гг.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 научных работ, в том числе одна монография, 11 патентов, 1 тезис, 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, выводов и рекомендаций. Работа изложена на 172 страницах, включает 11 рисунков, 30 таблиц, 2 приложения. Библиографический список включает 150 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы диссертационной работы и представлены ее основные положения.

В первой главе дан анализ состояния работ по изоляции зон поглощений при бурении скважин и проведении заключительных работ на месторождениях Оренбургского нефтегазоносного региона.

Большой вклад в разработку технологий борьбы с поглощениями промывочных жидкостей при бурении скважин и разобщения пластов внесли исследователи А.Д. Абдрахманов, А.Г. Аветисов, А.И. Булатов, И.И. Вахромеев, М.С. Винарский, A.A. Гайворонский, В.Д. Городнов, С.Н. Горонович, JI.M. Ивачев, В .В. Ипполитов, В.И. Крылов, Б.М. Курочкин, Е.Г. Леонов, М.Р.

Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, В.И. Мищевич, A.A. Мовсумов, В.Н. Поляков, Н.И. Рылов, Р.Х. Санников, М.К. Сеид-Рза, Н.Я. Семенов, Г.А. Ситдыков, И.А. Сидоров, Н.И. Сухенко, Н.И. Титков, З.М. Шахмаев, С.А. Ширин-Заде и другие.

Работами этих исследователей показана природа осложнений, разработаны способы испытания скважин и предложены расчетные модели параметров зон поглощений, технологии их ликвидации, а также выполнены работы по анализу областей эффективного применения различных технологических приемов и даны классификации зон поглощений.

Проведенным анализом изоляции зон поглощений при бурении скважин на ОНГКМ установлено, что работы, в основном, проводились по однотипным технологиям.

Опыт ликвидации поглощений на ОНГКМ показал перспективность использования двухреагентного способа изоляции одновременной (но раздельной) закачкой мелового раствора и раствора кислой соли алюминия.

Общеизвестно, что цементирование обсадных колонн является одной из наиболее сложных операций при строительстве скважин. В то же время, применяемые критерии и методы оценки качества цементирования не в полной мере характеризуют функциональные свойства крепи и недостаточны для ее оценки.

Рядом отечественных и зарубежных исследователей были обобщены и предложены различные мероприятия для повышения качества крепления скважин. Значительный вклад в науку о реологии, свойствах цементов и цементных растворов, а также технологии цементирования скважин внесли Ф.А. Агзамов, М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, B.C. Данюшевский, В.П. Детков, Н.Х. Каримов, В.М. Кравцов, В.И. Крылов, Ю.С. Кузнецов, А.К. Куксов, A.A. Юпосов, Д.Ф. Новохатский, М.Р. Мавлютов, В.П. Овчинников, А.Х. Мирзад-жанзаде, А.Г. Потапов, П.А. Ребиндер, Л.И. Рябова, Е.М. Соловьев, Р.И. Шищенко и многие другие, а также зарубежные исследователи Р.Крук, Д.К.Левайн, С.Сименс, Т.Смит.

Детальные исследования были проведены во ВНИИКрнефть (ныне НПО «Бурение»), где под руководством А.И. Булатова и его сотрудников внедрено системное применение статистических методов при анализе качества крепления скважин, в котором принимал участие и автор данной диссертации.

Анализом состояния крепления скважин эксплуатационными колоннами на месторождениях Оренбуржья установлено, что наиболее часто встречающимися видами брака, связанными с некачественным цементированием обсадных колонн, являются прорыв пластовых вод, оголение башмака колонны, оставление цемента в колонне и недоподъем цементного раствора, негерметичность колонн.

Для более детальных исследований, связанных с получением безводной нефти, приняты два качественных показателя: прорыв пластовых вод и обводненность нефти. За прорыв вод при освоении принято содержание пластовой воды в нефти более 15 %. Безводной принято считать нефть, содержащую воду менее 1 %. Другим показателем качества является наличие плотного контакта цементного камня с колонной и породой в зоне продуктивного пласта. За зону продуктивного пласта принят участок ствола скважины от «башмака» колонны и выше кровли пласта на 100 м. Критерием оценки качества по контакту является наличие хорошего контакта по АКЦ более 60% и плохого - менее 40%. Критерием обеспечения подъема цементного раствора принято недохождение его до проектной высоты менее, чем на 50 м.

Анализ промысловых материалов показал, что одной из основных причин нарушения герметичности крепи скважин является неудовлетворительные физико-механические свойства тампонажных растворов и камня. Повреждению крепи способствуют низкая седиментационная устойчивость тампонажных суспензий, высокая проницаемость образовавшегося камня, низкая адгезия цементного камня с породой и колонной.

К сожалению, большинство реагентов, применяемых для регулирования свойств тампонажных растворов и получаемого камня, проявляют побочные негативные эффекты, поэтому традиционно используемые тампонажные

материалы не всегда применимы при креплении скважин из-за возникающих сложностей при их приготовлении и применении.

Наиболее перспективным методом регулирования технологических свойств тампонажного раствора-камня является использование химических реагентов комплексного действия.

Во второй главе дано теоретическое обоснование параметров тампонирующих композиций, требований к ним и методики исследований изоляционных тампонов, а также обоснован их компонентный состав.

Поскольку поглощения по продуктивным пластам ОНГКМ имеют повышенную сложность (отсутствие циркуляции, коэффициент аномальности пластового давления около 0,6, статический уровень до 800 м), то способы ликвидации поглощений в порово - трещинных и трещинно - кавернозных карбонатных коллекторах данного месторождения должны быть основаны на создании квазистационарных условий формирования цементного камня в стволе скважины от подошвы интервала зоны поглощения и выше.

Условием формирования цементного камня, по данным А.Н. Адамовича и Д.В. Колтунова, является сохранение скорости движения цементного раствора в порах пласта на уровне 200 м/сут (8,33 м/ч), так как при больших скоростях возможен его размыв. В то же время, по существующим ТУ, цементирование скважин в процессе проведения гидротехнических работ разрешается осуществлять при скоростях движения цементного раствора в среде подземных вод, не превышающих 600 м/сут (25,0 м/ч). Следует также учитывать, что время движения тампонажных растворов значительно ниже сроков их загустевания, что препятствует образованию цементного камня в порах пласта.

Поэтому, одним из эффективных способов ликвидации поглощений является создание квазистационарных условий формирования цементного камня в стволе скважины. Эти условия обеспечиваются размещением в зоне изоляции экрана из тампона с высокой пластической прочностью, получаемого при смешении водного раствора бентонитового глинопорошка, мела технического, хлорида натрия и силиката натрия или стабилизированного водного раствора

бентонитового глинопорошка, мела технического, хлорида натрия, крахмала и феррохромлигносульфоната (ФХЛС) с раствором полиоксихлорид алюминиия (ПОХА) (патент РФ № 2431651).

Для реализации указанных предпосылок были обоснованы и разработаны:

- тампонирующие составы с повышенной пластической прочностью более 10-15 кПа (патент РФ № 2373251);

- технологии доставки в зону поглощения тампонов с повышенной пластической прочностью;

- технологии тампонирования зон поглощения с одновременным использованием тампона с повышенной пластической прочностью и тампонажного портландцемента с целью закрепления зоны поглощения.

Оценка влияния отдельных технико - технологических параметров на показатели качества заключительных работ с помощью методов математической статистики позволила определить коэффициенты информативности каждого параметра.

По величине коэффициента информативности по каждому критерию выявлено, что наиболее значимыми для обеспечения качества цементирования колонн являются технологические свойства тампонажного раствора и камня.

Поэтому были проведены исследования по выявлению эффективных реагентов комплексного действия для физико - химического регулирования свойств тампонажных растворов и камня.

По своей физико-химической активности комплексоны значительно превосходят традиционные широко распространенные реагенты. Комплексоны, молекулы которых содержат две или более функциональные группы, при присоединении катионов металлов образуют циклические структуры, называемые хелатными («клешневидными»). Примером таких комплексонов являются фос-фоновые соединения: оксиэтилендифосфоновая (ОЭДФ) и нитротриметилфос-фоновая (НТФ) кислоты.

Взаимодействие комплексонов с катионами металлов происходит за счет карбоксильных, фосфоновых или гидроксильных групп. При этом одна и та же молекула реагента может сочетаться с ионом — комплексообразователем нескольких, входящих в ее состав, функциональных групп. Однако, из-за сложности процесса взаимодействия комплексом с катионами металла, в некоторых случаях химические связи не всегда полностью реализуются, что может снизить эффективность реагента.

Поскольку в состав минералов цементного клинкера входят ионы кальция, алюминия, кремния и железа, переходящие в виде ионов в жидкость затво-рения при гидратации цемента, то в процессе твердения они сочетаются с активными группами комплексонов и образуют соединения, отличающиеся высокой прочностью и устойчивостью.

Мы полагаем, что механизм замедления схватывания и снижения показателей реологических свойств тампонажных растворов при обработке аминоме-тиленфосфоновыми комплексонами обеспечивается блокированием активных центров частиц твердой фазы адсорбирующимися соединениями. При этом достигается торможение гидратации и уменьшение сил сцепления дисперсных частиц друг с другом. Механизм управления процессом кристаллизации малорастворимых продуктов гидратации с использованием фосфоновых комплексонов объясняется адсорбцией фосфонового комплексона на поверхности кристаллизующихся новообразований.

При этом, не следует исключать экранирование активных центров за счет других сил, в частности, водородных и ван-дер-ваальсовских.

Способность комплексонов регулировать сроки схватывания тампонажных растворов вполне согласуется с представлениями теории Ле-Шателье о кристаллизационном характере процесса гидрации вяжущих. При этом переход суспензии цементного раствора в твердое состояние в присутствии реагентов НТФ, ОЭДФ можно рассматривать как кристаллизацию водорастворимых компонентов цементного клинкера в гетерогенной системе в присутствии ингиби-рующих добавок за счет их избирательной адсорбции на поверхности микроза-

родышей и, как следствие, происходит торможение процесса схватывания цементного раствора.

Третья глава посвящена разработке и исследованию изоляционных тампонов для ликвидации поглощений в порово-трещинных и трещинно-кавернозных коллекторах.

Для повышения пластической прочности тампона, ускорения реакции при образовании геля в качестве сшивателя обосновано использование насыщенного раствора ПОХА (раствор II), влияние которого на пластическую прочность тампона на основе водной суспензии из сухой смеси бентонитового глинопо-роппса (ПБМА), мела, силиката натрия №28Ю3 (раствор I) показано на рисунке 1.

Объемное соотношение растворов

Рисунок 1 - Зависимость пластической прочности тампона от соотношения бентонито-мелового раствора (раствор I) к раствору ПОХА (раствор II)

Из данных, приведенных на рисунке 1, видно, что при соотношении бентонито-мелового раствора к раствору ПОХА равным 10 пластическая прочность образуемого тампона составляет 10,0 кПа, а при соотношении равном 3 пластическая прочность тампона - около 50,0 кПа.

В зависимости от характеристики зоны поглощения выбирается пластическая прочность тампона и соотношение растворов, закачиваемых в зону изоляции.

В результате химических реакций образуются нерастворимые гелеобраз-ные осадки гидроксида алюминия А] (ОН), и хлорида кальция СаС12, протекающие с выделением углекислого газа С02, который обеспечивает более интенсивное перемешивание составов и способствует ускорению реакции.

Образовавшийся в процессе реакции гидроксид алюминия вступает в реакцию со щелочью с образованием кристаллического осадка гидроаргиллита (А120з • ЗН20).

Раствор силиката натрия при попадании в поры горной породы, реагируя с породообразующими минералами, образует в результате химической реакции нерастворимый осадок силиката кальция (СаБЮз).

Кроме того, непрореагировавший силикат натрия при контакте с ПОХА образует гидроксид алюминия (А1(ОН)з), золь кремниевой кислоты (Н28Ю3) и кристаллическое вещество - хлорид натрия (ЫаС1).

Все эти рекции и взаимодействия приводят к быстрому образованию практически безводного изоляционного тампона с высокой пластической прочностью (от 17,5 до 45,0 кПа), способного надежно закупорить околосква-жинное пространство в зоне поглощения порово-трещинных коллекторов.

Для ликвидации поглощений в трещинно-кавернозных коллекторах разработан состав, состоящий из двух растворов, в качестве одного из которых использован стабилизированный бентонитово - меловой раствор, содержащий бентонитовый глинопорошок, мел технический, хлорид натрия, крахмал, фер-рохромлигносульфонат (ФХЛС) и воду (раствор I), а в качестве другого также использован водный раствор ПОХА (раствор II), причем рекомендуемое соотношение бентонитово-мелового раствора и водного раствора ПОХА составляет (4,0-40,0): 1, соответственно. Зависимость пластической прочности тампона от соотношения растворов I и II при температурах 22 °С и 90 °С приведена на рисунке 2.

■»Т^ЭОоС В"Р=22оС

Объемное соотношение первого и второго вэсгвовов

Рисунок 2 - Зависимость пластической прочности тампона от соотношения стабилизуемого бентонито-мелового раствора (раствор I) к раствору ПОХА (раствор II) при

Из рисунка 2 видно, что температура не оказывает существенного влияния на пластическую прочность тампона.

В исследуемом составе для изоляции зон поглощений ФХЛС прочно связывает гидроксид алюминия А1(ОН)3 и гидроаргиллит А1203 • ЗН20, вновь образованные в процессе реакции ПОХА с бентонитово-меловым раствором, что способствует повышению пластической прочности тампона. Кроме того, крахмал и ФХЛС снижают водоотдачу бентонитово-мелового раствора но придают ему лучшую прокачиваемость, позволяющую закачивать состав в глубокие и сверхглубокие скважины с высокими забойными температурам.

Четвертая глава посвящена исследованиям реагентов - регуляторов свойств тампонажных растворов и камня.

В качестве объектов исследований были выбраны аминометилен-фосфоновые комплексоны: полиамфотерный электронит с аминометиленфос-фоновой группировкой (ПАФ-1 и ПАФ-13), диамин-полифосфоновая кислота (ДПФ-1), полиэлектролитный комплекс (ПЭК), НТФ и их соли.

Изучение влияния комплексонов на реологические характеристики тампонажных растворов проводилось в сравнении с известными реагентами и ме-

жду собой. Кроме этого, рассматривались показатели технологических свойств с точки зрения использования их в промысловых условиях.

Экспериментально установлено, что добавки комплексонов и их солей к тампонажным растворам эффективно влияют на показатели технологических свойств, причем для эффективного управления показателями необходимы добавки в десятки и даже сотни раз меньше, чем при использовании традиционных реагентов — регуляторов технологических свойств тампонажних растворов и камня.

Из исследованных комплексонов наиболее технологичным и эффективным реагентом комплексного действия явился реагент — НТФ (A.c. №№825861,907221).

Наиболее эффективной областью применения реагента НТФ явилось регулирование процесса твердения тампонажных растворов в качестве замедлителя твердения (рисунок 3).

13 12

S 11

I 10

1 9 I 8

ä 7

й 6

I 5

© 4

ДобачкаНТФ. "і > Начало схватывания —.А.— Конец схватывания

Рисунок 3- Влияние НТФ на сроки схватывания тампонажного раствора

Из рисунка 3 видно, что даже незначительные добавки НТФ к тампонажному раствору удлиняют сроки схватывания.

Кроме того, высокая термостойкость комплексонов (до 250 °С) делает их незаменимыми реагентами при креплении глубоких и сверхглубоких скважин. Влияние НТФ на прочность полученного камня приведено на рисунке 4.

1Б

о 0,005 0,01 0,015 0.02 0,025 0,03 0,035

^«ІімкяЯГФ, %

Рисунок 4 - Влияние НТФ на прочность тампонажного камня

Из рисунка 4 видно, что даже незначительные добавки НТФ повышают предел прочности цементного камня на изгиб. Оптимальная добавка НТФ к цементу составляет 0,003 %. При этой добавке прочность тампонажного камня на изгиб превышает исходную прочность на 1,6 МПа.

Особые требования к свойствам тампонажного раствора и камня предъявляются при цементировании скважин с высокими пластовыми температурами и давлениями в соленосных отложениях. Тампонажные растворы для этой цели обычно готовятся на соленой воде, что усложняет их обработку. При цементировании глубоких скважин в них вводят замедлители схватывания, которые оказывают побочные воздействия, зачастую нежелательные.

Проведенные исследования по оценке влияния НТФ на высокоминерализованные тампонажные растворы (см. таблицу 1) показали, что реагент приводит к повышению прочности цементного камня и одновременно к резкому увеличению сроков схватывания.

Исследования показали, что реагент НТФ может использоваться в качестве добавки к тампонажним растворам на основе тампонажных цементов, затворенных как на пресной, так и на минерализованной воде при цементировании нефтяных и газовых скважин, имеющих высокие пластовые температуры и давления, а также скважин, в разрезе которых встречаются мощные солевые толщи. Содержание добавки определяется конкретными геолого-техническими условиями.

Таблица 1 - Параметры тампонажного раствора и камня с добавкой НТФ

НТФ, % №С1, % в\ц I о р Р"» II Растекаемость, см Сроки схватывания, ч-мин Прочность камня, МПа Время загусте-вания, ч-мин 1? § а § а* о а 1 С а

начало конец

- - 0,5 1820 23 2-10 3-50 5,10 1-30 2,58

0,0003 - 0,5 1820 25 3-20 4-55 5,40 2-15 1,28

0,003 - 0,5 1820 >25 6-10 7-55 6,86 4-30 0,81

0,02 - 0,5 1820 >25 10-10 11-55 5,47 8-20 0.98

- 10,0 0,5 1860 24 3-15 4-35 2,69 2-30 0,52

0,025 10,0 0,5 1860 >25 5-20 6-30 3,82 4-05 0,07

0,035 10,0 0,5 1860 >25 7-35 8-50 4,98 4-40 0,08

0,055 10,0 0,5 1860 >25 9-15 11-00 4,81 6-00 0,10

Для тампопажных растворов, затворенных на пресной воде, добавка НТФ в количестве от 0,0003% до 0,02%, позволяет повысить прочность цементного камня на 20- 40%, замедлить сроки схватывания, улучшить реологические свойства (растекаемость), снизить проницаемость цементного камня в 2-2,5 раза.

Для тампонажных растворов на минерализованной (по ЫаС1) воде добавка НТФ в количестве от 0,025% до 0,055 %, позволяет повысить прочность на изгиб цементного камня на 30 - 40 %, улучшить реологические свойства, замедлить сроки схватывания, снизить проницаемость камня и повысить адгезию.

Пятая глава посвящена совершенствованию технологии крепления скважин обсадными колоннами при наличии ненормативных кольцевых зазоров с использованием активированных тампонажных цементов, содержащих комплексные добавки.

При строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях с целью обеспечения проектных глубин бурения и выполнения технологических задач возникает необходимость уменьшать кольцевой зазор между стенкой скважины и обсадной трубой ниже нормативного. По этой причине приходится исключать из технологической оснастки центраторы, что нарушает центровку

обсадной колонны в скважине и не обеспечивает должного качества разобщения пластов. Нормативный коэффициент центрации обсадной колонны в стволе скважины для обеспечения полноты замещения бурового раствора тампонаж-ным и качества разобщения пластов должен быть не ниже 0,67 и минимально допустимая разность номинальных диаметров муфт обсадных труб и ствола скважины должна бьггь, например, для 140-мм колонны - не менее 20 мм.

В ООО «ВолгоУралНИПИгаз» с участием автора разработано техническое решение, позволяющее обеспечить необходимую центрацию колонны и её продольную устойчивость в стволе скважины с ненормативными кольцевыми зазорами, которое заключается в расширении ствола скважины с оставлением промежуточных опор от 2 до 3 м в плотных непроницаемых породах.

Диаметр каждой зоны расширения определяют исходя из номинального диаметра ствола скважины и наружного диаметра колонны.

Зоны расширения чередуются с зонами промежуточных опор, расстояние между которыми соответствует длине полуволны при потери продольной устойчивости труб.

Наличие промежуточных опор позволяет обеспечить центрацию колонны, что приводит к более полному замещению бурового раствора цементным.

Расширение ствола скважины приводит к увеличению толщины цементного кольца в заколонном пространстве. Это обеспечивает более плотный контакт со стенкой скважины, укрепление неустойчивых, склонных к обвалам и осыпям пород, продольную устойчивость конструкции скважины и предотвращает возникновение перетоков флюидов в заколонном пространстве.

Наиболее эффективный способ повышения активности цемента - обработка его в дезинтеграторе. Высокая активность цемента позволяет вводить в тампонажный состав комплексные добавки в порошкообразном виде, улучшающие технологические свойства тампонажного раствора и цементного камня. Комплексные добавки позволяют одновременно регулировать несколько технологических свойств тампонажного раствора и цементного камня. В состав комплексных добавок могут входить армирующие, расширяющие, стабилизи-

рующие, гидрофобизирующие и Другие компоненты, например, замедлитель сроков загустевания и схватывания реагент НТФ.

В шестой главе приведены результаты промышленной апробации и внедрения разработок, а также дана оценка экономической эффективности от их внедрения в производство.

Опытно - промысловые испытания технологии изоляции зон поглощений буровых растворов с использованием буферных тампонов были проведены на скважинах №№ 9044, 12081 Оренбургского НГКМ и № 3 Царичанского месторождения.

При бурении скважины № 9044 Оренбургского НГКМ в интервале от 541 м до 543 м было встречено катастрофическое поглощение, ликвидация которого традиционными методами не дала положительных результатов. При применении разработанного двухреагентного способа закачки изоляционных тампонов поглощение было ликвидировано за одну операцию.

На скважине № 3 Царичанской площади при бурении на глубине 3168 м встречено катастрофическое поглощение при плотности бурового раствора 1160 кг/м3. Ввиду значительной глубины и температуры было принято решение в исходный меловой раствор ввести стабилизатор (ФИТО-РК) и разжижитель (ФХЛС). Поглощение было ликвидировано с первой попытки.

На скважине № 12081 Оренбургского НГКМ при вскрытии продуктивных отложений горизонтальным участком ствола на глубине 1491 м по вертикали и по длине ствола 1992 м произошло полное поглощение промывочной жидкости с падением статического уровня до 350 м с последующим газопроявлением с давлением на устье до 4,9 МПа.

Для ликвидации поглощения и восстановления гидродинамического состояния скважины был использован изоляционный тампон повышенной пластической прочности, получаемый по двухреагентному способу с подачей технологической жидкости по затрубному пространству с устья скважины, позволивший с первой попытки ликвидировать возникшие осложнения.

Экономический эффект на примере изоляции зоны катастрофического поглощения на скважине № 9044 Оренбургского НГКМ при бурении под промежуточную колонну диаметром 244,5 мм составил 24 650,8 тыс. руб.

Первые положительные результаты опытно - промысловых испытаний реагента НТФ были получены в скважинах нефтяных месторождений Оренбуржья.

В последующем НТФ широко использовался в буровых предприятиях «Оренбуршефти», «Оренбурггазпрома», «Оренбурггеологии», «Черниговнеф-тегеологии», «Полтаванефтегазгеологии» и др.

Положительные результаты получены от использования реагента НТФ при цементировании скважин на месторождениях Средней Азии. В частности, в Средней Азии реагент НТФ был применен при цементировании 14 скважин в различных горно-геологических и технических условиях при температуре до 160 °С, где он зарекомендовал себя как наиболее надежный реагент-замедлитель загустевания и сроков схватывания тампонажного раствора.

При внедрении НТФ в Республике Коми установлено, что при сравнительно низкой температуре (80 °С) расход реагента был в 10 раз меньше, чем КМЦ и КССБ, при одновременном увеличении механической прочности образующегося цементного камня.

В настоящее время реагент НТФ, как замедлитель сроков схватывания тампонажного раствора, широко применяется при цементировании обсадных колонн в глубоких поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах на нефтяных и газовых месторождениях России и Республиках Ближнего Зарубежья.

Экономический эффект от внедрения НТФ только в ПО «Орен-бургнефть» составил 28 280,6 тыс. руб. в ценах 2012 г.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Анализ и обобщение промысловых данных, теоретические и экспериментальные исследования по ликвидации поглощений показали, что наиболее

эффективным способом ликвидации поглощений (в том числе катастрофических) в порово-трещинных и трещинно-кавернозных коллекторах является одновременная (но раздельная) закачка в зону изоляции двух реагентов, при смешении которых образуется тампон с высокой пластической прочностью.

2 Разработаны требования к составам и параметрам процесса изоляции зон поглощений промывочной жидкости. Исследованиями установлено, что одним из эффективных способов ликвидации поглощений в порово-трещинных и трещинно-кавернозных карбонатных коллекторах является создание квазистационарных условий формирования цементного камня в стволе скважины от подошвы зоны поглощения и выше, обеспечивающих получение изоляционного экрана из тампона с высокой пластической прочностью.

3 Установлено, что комплексоны на основе аминометилфосфоновых кислот взаимодействуют с активными центрами цементных минералов с образованием особо прочных соединений, надежно блокирующих их реакционную способность и существенно влияющих на формирование структуры гидратных соединений, процесс перехода цементного раствора в твёрдое состояние замедляется за счет избирательной адсорбции на поверхности микрозародышей ин-гибирующих добавок комплексонов.

5 Разработан новый высокоэффективный способ регулирования свойств тампонажных растворов и смесей с помощью добавок многофункциональных химреагентов - комплексонов ПАФ-1, ПАФ 13, ДПФ-1, НТФ, ПЭК, и их ком-плексонатов.

Установлена высокая эффективность реагента НТФ для регулирования основных свойств тампонажных растворов, широко применяемого в настоящее время при цементировании обсадных колонн на месторождениях Оренбургской области и других нефтяных и газовых месторождениях России и в Республиках Ближнего Зарубежья.

6 Опытно — промысловые испытания технологий изоляции зон поглощений буровых растворов показали высокую эффективность использования буферных тампонов с высокой пластической прочностью. Экономический эф-

фект от применения разработанной технологии составил в ПО «Оренбург-нефть» более 28 млн.руб.

По теме дпссертацпонной работы опубликовано 16 научных трудов, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.

1 Петров, B.C. Реіулирование свойств тампонажного раствора - камня с помощью добавок аминометиленфосфоновых комплексонов [Текст] / B.C. Петров // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. - № 6. -С. 46-52.

2 Горонович, С.Н. Крепление скважин обсадными колоннами в условиях ненормативных кольцевых зазоров [Текст] / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымуш-кин, О.Г. Мязин, В.С, Петров, Т.П. Леонова // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», Нефтепромысловое дело. 2011. — Вып. 8. — С. 53-55.

3 Горонович, С.Н. Активированные тампонажные цементы с комплексными добавками для крепления нефтяных и газовых скважин в условиях сероводородной агрессии [Текст] / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, И.Н. Каримов, В.С, Петров, Т.П. Леонова // М: ОАО «ВНИИОЭНГ», Нефтепромысловое дело. 2011. - Вып. 8. - С. 59-61.

4 Горонович, С.Н. Разработка способов и составов для ликвидации межколонных газопроявлений [Текст] / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.С, Петров, А.М. Удовиченко // Ежег. обл. научно-прак. конф. Оренбург. 2012. - С. 183.

5 Петров, B.C. Регулирование свойств тампонажного раствора - камня с помощью добавок аминометиленфосфоновых комплексонов [Текст] / В.Петров // Монография. Междунар. изд. дом LAP LAMBERT Academic Publishing. -2013. - 107 с. ISBN 978-3-659-42849-4.

6 A.c. 726307 СССР E 21 В 33/138. Тампонажний раствор [Текст] / Л.Т. Дытюк, Р.Х. Самакаев, A.M. Селиханович, А.Н. Олейников, B.C. Петров (СССР). -№ 2574750/22-03; заявл. 24.01.78; опубл. 05.04.80, Бюл. № 13.

7 A.c. 819305 СССР Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь [Текст] / Л.Т. Дытюк, Н.М. Дятлова, Р.П. Ластовский, В.Б. Разумов, A.M. Селиханович, Г.Ф. Ярошенко, Р.Х. Самакаев, B.C. Петров (СССР). - № 2745130/22-03; заявл. 11.03.79; опубл. 07.04.81, Бюл. № 13.

8 A.c. 825861 СССР Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор [Текст] / Л.Т. Дытюк, Н.М. Дятлова, В.Б. Разумов, A.M. Селиханович, Р.Х. Самакаев, B.C. Петров. Л.В. Михеев, С.П. Дорошин (СССР). - -N» 2753031/22-03; заявл. 16.04.79; опубл. 30.04.81, Бюл. № 16.

9 A.c. 905434 СССР Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь для цементирования нефтяных и газовых скважин [Текст] / Л.Т. Дытюк, Н.М. Дятлова, Р.П. Лас-

товский, В.Б. Разумов, Г.Ф. Ярошенко, В.И. Крылов, B.C. Петров, Р.Х. Самака-ев, А.М. Селиханович (СССР). - № 2926248/22-03; заявл. 16.05.80; опубл. 15.02.82, Бюл.№ 6.

10 A.c. 907221 СССР Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин [Текст] / П.Д. Алексеев, JI.T. Дытюк, B.C. Петров, Н.М. Дятлова, A.M. Селиханович, Р.Х. Самакаев, Р.Х. Ишмаков, М.В. Рудомино (СССР). - № 2943595/22-03; заявл. 19.06.80; опубл. 23.02.82, Бюл. № 7.

11 A.c. 985257 СССР Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь [Текст] / B.C. Петров, A.M. Селиханович, JI.T. Дытюк, Р.Х. Самакаев, Н.П. Ладанина, Н.В. Цирульникова, Н.М. Дятлова, В.Я. Темкина (СССР). - № 3321359/22-03; заявл. 10.07.81; опубл. 30.12.82, Бюл. № 48.

12 A.c. 1033710 СССР Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин [Текст] / B.C. Петров, A.M. Селиханович, В.Г. Семенов, З.П. Матвеева, JI.T. Дытюк, Н.М. Дятлова, Р.Х. Самакаев (СССР). -№ 3421949/22-03; заявл. 12.04.82; опубл. 07.08.83, Бюл. № 29.

13 A.c. 1071735 СССР Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин [Текст] / B.C. Петров, Р.Х. Ишмаков, А.М. Селиханович, З.П. Матвеева, В.Г. Семенов, JI.T. Дытюк, Р.Х. Самакаев,

A.Н. Олейников (СССР). - № 3480452/22-03; заявл. 17.06.82; опубл. 07.02.84, Бюл. № 5.

14 A.c. 1513129 СССР Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор [Текст] / Р.Х. Самакаев, JI.T. Дытюк, С.Н. Горонович, Б.В. Михайлов, A.B. Александров,

B.C. Петров, Н.П. Чадина (СССР). -№ 4315602/22-03; заявл. 20.07.87; опубл 07.10.89, Бюл. №37.

15 Пат. 2373251 Российская Федерация, МПК С09К8/467. Состав для изоляции зон поглощений [Текст] / Днистрянский В.И., Мокшаев А.Н., Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Петров B.C., Романов В.В., Широков В.А., Степанов В.Н., Ефимов A.B.; патентообладатели ООО « Газпром добыча Оренбург» и Волго-Уральский науч.-исслед. и проект, ин-т нефти и газа. -№ 2008100744/03; заявл. 09.01.2008; опубл. 20.11.2009.

16 Пат. 2431651 Российская Федерация, МПК С09К8/467. Состав для изоляции зон поглощений [Текст] / Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Петров B.C., Гладков П.В.; патентообладатель Волго-Уральский науч.-исслед. и проект. ин-т нефти и газа. -№ 2010114801/03; заявл. 13.04.2010; опубл. 20.10.2011.

Подписано в печать 11.11.2013. Бумага офсетная. Формат 60x84 '/ів Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1,5 Тираж 90. Заказ 183

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Петров, Владимир Сергеевич, Оренбург

ООО «ВОЛГО - УРАЛЬСКИЙ НАУЧНО - ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА» ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

На правах рукописи

04201450843

ПЕТРОВ ВЛАДИМИР СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И МАТЕРИАЛОВ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ТАМПОНАЖНЫХ РАБОТ В СЛОЖНЫХ ГОРНО - ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель - Крылов Виктор Иванович, д.т.н., профессор

Оренбург - 2013

Содержание

ВВЕДЕНИЕ--------------------------------------------------------------------------- 5

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН И ПРОВЕДЕНИИ ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫХ РАБОТ--------------------------------------------------------------------------------- 10

1.1 Поглощения при бурении скважин------------------------------------------ 11

1.2 Анализ технологий борьбы с поглощениями------------------------------ 16

1.2.1 Анализ технологий борьбы с поглощениями на Оренбургском НГКМ----------------------------------------------------------------------------------- 19

1.3 Анализ проблем, связанных с проведением заключительных работ- 24

1.3.1 Обзор причин возникновения прорыва пластовых флюидов при освоении скважин-------------------------------------------------------------------- 25

1.3.2 Обзор мероприятий по предотвращению обводнения скважин

при освоении-------------------------------------------------------------------------- 48

1.3.3 Состояние заключительных работ на нефтяных месторождениях Оренбуржья--------------------------------------------------------------------------- 57

1.3.4 Оценка влияния отдельных технико-технологических параметров на показатели качества заключительных работ-------------------------- 59

ГЛАВА 2 ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ И ОБРАБОТКА ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ---------------------------------------------------------------------- 76

2.1 Теоретическое обоснование параметров, требований и методика исследований изоляционных тампонов. Выбор материалов---------------- 76

2.2 Теоретическое обоснование регулирования свойств тампонажных растворов и камня------------------------------------------------------------------- 82

2.2.1 Выбор управляемых параметров с целью обеспечения качественного результата цементирования------------------------------------------------- 82

2.2.2 Определение информативности параметров цементирования------ 83

2.2.3 Обоснование требований к реагентам для регулирования свойств

тампонажных растворов и камня------------------------------------------------- 87

2.2.4 Теоретическое обоснование регулирования свойств тампонажных растворов и камня-------------------------------------------------------------- 90

2.2.5 Механизм действия комплексонов на технологические свойства тампонажных растворов и камня------------------------------------------------- 95

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ТАМПОНОВ-------------------------------------------------------------------------- 99

3.1 Требования к технологии изоляции зон поглощения с использованием буферных тампонов---------------------------------------------------------- 99

3.2 Разработка составов и свойств буферных тампонов для ликвидации поглощений в порово-трещинных коллекторах------------------------------- 100

3.3 Разработка составов и свойств буферных тампонов для ликвидации поглощений в трещинно-кавернозных коллекторах------------------------- 105

ГЛАВА 4 ИССЛЕДОВАНИЕ РЕАГЕНТОВ РЕГУЛЯТОРОВ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ И КАМНЯ------------------ 109

4.1 Влияние комплексонов на реологические характеристики тампонажных растворов------------------------------------------------------------------- 115

4.2 Влияние комплексонов на время загустевания и сроки схватывания тампонажного раствора------------------------------------------------------ 118

4.3 Влияние НТФ на прочность, адгезию и проницаемость цементного камня----------------------------------------------------------------------------------- 121

ГЛАВА 5 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН---------------------------------------------------------------------------- 127

5.1 Крепление скважин обсадными колоннами в условиях ненормативных кольцевых зазоров--------------------------------------------------------- 127

5.2 Активированные тампонажные цементы---------------------------------- 132

ГЛАВА 6 ПРОМЫШЛЕННАЯ АПРОБАЦИЯ РАЗРАБОТОК И ВНЕДРЕРИЕ PIX В ПРОИЗВОДСТВО----------------------------------------- 136

6.1 Результаты промысловой апробации технологий изоляции зон поглощения буровых растворов с использованием буферных тампонов------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------137

6.2 Результаты промысловых работ по использованию комплексонов для регулирования свойств тампонажных растворов и достижения качественного разобщения пластов--------------------------------------------------------------------------------------------------143

6.3 Экономическая эффективность разработок----------------------------------------------------------------146

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ------------------------------------------------------------147

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ------------------------------------------------------149

ПРИЛОЖЕНИЕ А---------------------------------------------------------------— 166

ПРИЛОЖЕНИЕ Б----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------168

Введение

Достижение высоких технико-экономических показателей (ТЭП) строительства скважин невозможно при наличии осложнений при бурении и заканчи-вании нефтяных и газовых скважин, вызванных поглощениями промывочной жидкости и некачественным цементированием обсадных колонн. В процессе бурения эксплуатационных скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ОНГКМ) встречаются осложнения, вызванные поглощениями промывочной жидкости различной интенсивности от 0,5 м3/ч до полного (катастрофического) поглощения. Поглощения, в основном, встречаются:

- при бурении верхних интервалов (от 236 до 721 м) под 244,5-мм обсадную колонну в высокопроницаемых пластах уфимского и казанского ярусов;

- при бурении горизонтальных участков стволов (от 1402 до 2305 м по стволу) в карбонатных отложениях артинского и сакмарского ярусов.

За 2003-2011г.г. на ОНГКМ 15 скважин по причине поглощения не достигли проектной глубины по продуктивному пласту в среднем около 331м каждая, а затраты на ликвидацию поглощений по этим скважинам составили свыше 91 млн. руб.

Перспективными путями решения данной проблемы является применение многокомпонентных изоляционных тампонов, свойства которых адаптированы к геолого-техническим условиям бурения скважин.

Геологические условия более чем на 40 месторождений Оренбуржья характеризуются: чередованием нефтяных и водоносных пластов; значительным перепадом пластовых давлений между пластами; наличием межпластовых перетоков; отсутствием непроницаемых перемычек между продуктивным и водоносным пластами; малой толщиной продуктивных пластов с пластовыми давлениями близкими к гидростатическим.

В настоящее время на ОНГКМ около 10% скважин эксплуатационного фонда имеют МКД по цементному кольцу по причине некачественного разобщения пластов.

Поэтому, важнейшей задачей повышения качества тампонажных работ является эффективное регулирование свойств тампонажных растворов и получаемого камня. При этом, одним из наиболее перспективных направлений является применение реагентов комплексного регулирования технологических свойств тампонажного раствора и камня.

Цель работы - разработка технологии и материалов, обеспечивающих повышение качества тампонажных работ при ликвидации поглощений и заканчива-нии скважин в сложных горно - геологических условиях.

Основные задачи исследований

1 Анализ состояния проблемы ликвидации поглощений.

2 Оценка влияния технико-технологических факторов на качество тампонажных работ в скважинах.

3 Исследования, разработка требований к составам и параметрам процесса изоляции зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин.

4 Обоснование возможности применения аминометиленфосфоновых ком-плексонов для регулирования свойств тампонажных растворов.

5 Исследование влияния аминометиленфосфоновых комплексонов на свойства тампонажных растворов и камня.

6 Промысловые испытания и внедрение разработок в производство.

Научная новизна

1 Обоснованы параметры, требования и методика исследований изоляционных тампонов для создания квазистационарных условий формирования цементного камня при изоляции зон поглощений в порово - трещинных и трещинно - кавернозных коллекторах.

Разработаны новые тампонажные материалы для изоляции зон таких поглощений.

Для изоляции зон поглощений в порово - трещинных коллекторах создан эффективный тампон, состоящий из двух растворов, в качестве первого из которых используется водный раствор бентонитового глинопорошка, мела техниче-

ского, хлорида натрия и силиката натрия, а в качестве второго используется раствор полиоксихлорида алюминия (ПОХА).

Для изоляции зон поглощений в трещинно - кавернозных коллекторах создан эффективный тампон, состоящий из двух растворов, в качестве первого из которых используется стабилизированный водный раствор бентонитового глино-порошка, мела технического, хлорида натрия, крахмала и феррохромлигносуль-фоната (ФХЛС), а в качестве второго используется раствор ПОХА. Новизна подтверждена патентами РФ 2373251 и 2431651.

2 Выявлен механизм замедления схватывания и снижения показателей реологических свойств тампонажных растворов путем физико - химической обработки аминометиленфосфоновыми комплексонами, который обеспечивается блокированием активных центров частиц твердой фазы адсорбирующимися реагентами. При этом достигается торможение гидратации и уменьшение сил сцепления дисперсных частиц друг с другом.

3 Установлено, что переход жидкого цементного раствора в твердое состояние в присутствии микродобавок комплексонов можно рассматривать как кристаллизацию водорастворимых компонентов цементного клинкера в гетерогенной системе в присутствии ингибирующих добавок за счет их избирательной адсорбции на поверхности микрозародышей и, как следствие, торможение процесса схватывания цементного раствора.

4 Исследовано влияние аминометиленфосфоновых комплексонов на свойства тампонажного раствора — камня и обоснованы их оптимальные добавки. Новизна подтверждена девятью авторскими свидетельствами СССР.

Практическая значимость работы

Состав и технология ликвидации зон поглощений вошли в:

- «Рекомендации по ликвидации катастрофических поглощений с использованием жидкого композиционного материала с минимальными сроками отверждения», утверждённые заместителем директора ООО «ВолгоУралНИПИгаз» по научной работе 15.12.2007 г. Оренбург. 2007.

- СТО 0-05-04-2009 «Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении скважин», утвержденная распоряжением главного инженера - заместителя генерального директора ООО «Газпром добыча Оренбург» от 23,04.2009 № 106.

Результаты выполненных исследований вошли в комплекс технических решений, направленных на повышение качества заключительных работ, который отражен в «Инструкции по выбору рациональных технико-технологическких параметров цементирования эксплуатационных колонн в объединении Оренбург-нефть методом последовательной диагностической процедуры». Оренбург -Краснодар. ВНИИКРнефть. 1976.

Разработанные новые тампонажные растворы и смеси с добавками аминомети-ленфосфонового комплексона - нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) включены в «Регламенты на крепление скважин», ПСД на строительство скважин и внедрены при цементировании обсадных колонн.

НТФ в настоящее время с большим успехом применяется при цементировании обсадных колонн на нефтяных и газовых месторождениях Оренбургской области, Российской Федерации и Республик Ближнего Зарубежья.

Методы исследований и решения поставленных задач основаны на обобщении опыта исследований и практического применения тампонирующих материалов при ликвидации поглощений и креплении скважин, результатах теоретических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований с использованием современных методик, приборов и установок на базе институтов Волго-УралНИПИгаз и ВНИИКрнефть, рационального планирования экспериментов и математических методов обработки полученных результатов.

Основные защищаемые положения

1 Результаты исследований и внедрения двухрастворных тампонирующих составов для изоляции зон поглощений в порово-трещинных, трещинно-кавернозных коллекторах и в условно-горизонтальных участках стволов скважин.

2 Методика оценки качества заключительных работ при заканчивании скважин.

3 Комплексный методический подход к выбору технико-технологических параметров по нескольким критериям качества цементирования эксплуатационных колонн.

4 Результаты исследований и внедрения новых материалов и реагентов, для управления технологическими свойствами тампонажных растворов и камня.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- научно-производственной конференции работников нефтяной промышленности. Оренбург, 1978;

- научно-технической конференции «Взаимодействие комплексонов и ком-плексонатов металлов с катионами солей пластовых вод, применение их в бурении скважин и добыче нефти и газа». Оренбург, 1980;

- научно-технических совещаниях в ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «ВолгоУралНИПИгаз», ООО «Оренбургская нефтяная компания», ЗАО «За-рубежнефтегаз», Филиале «Оренбург бурение» ЗАО «Газпром бурение» в течение 2006-2012 гг.;

- на заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин УГНТУ в 2012-2013гг.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН И ПРОВЕДЕНИИ ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫХ

РАБОТ

Геологическое строение Оренбургского нефтегазового района освещено в многочисленных периодических и фондовых изданиях.

Нефтегазовый район Оренбургской области охватывает юго-восточную часть Восточно-Европейской (Русской) платформы, которая включает значительную часть Волго-Уральской антеклизы, северо-восточную часть Прикаспийской сине-клизы и Предуральского краевого прогиба [1-15].

Виды осложнений, встречаемые при бурении скважин по нефтегазоносным районам Оренбургской области, приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Виды осложнений при бурении скважин по структурно-формационным нефтегазоносным районам Оренбургской области

Нефтегазоносный район Виды осложнений

Размыв Обвалы Погло- Рапо- Течение Нефте-

стенок и осыпи щение проявление солей газо-проявления

Татарский свод + + + - - +

Бузулукская впадина + + + + +

Восточно - Оренбургское сводовое поднятие + + + + +

Прикаспийская синеклиза + + + + + +

Предуральский краевой прогиб + + + + + +

При этом основными видами осложнений являются:

- обвалы и осыпи неустойчивых пород;

- поглощения буровых растворов;

- рапопроявления;

- проявления горного давления при течении солей.

1.1 Поглощения при бурении скважин

Одним из наиболее серьезных осложнений при бурении скважин на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, являются поглощения промывочной жидкости. Во многом, это связано со снижением пластовых давлений в процессе эксплуатации из-за отбора пластового флюида.

Особо актуальна данная проблема при бурении скважин с горизонтальными окончаниями, среди которых можно выделить как основные стволы скважин, так и дополнительные боковые стволы, объемы бурения которых постоянно растут.

Несмотря на совершенствование технологий затраты на борьбу с осложнениями при бурении в ОАО «Оренбургнефть», в том числе и с поглощениями буровых растворов, остаются высокими (таблица 1.2).

Таблица 1.2 - Затраты календарного времени на ликвидацию осложнений, встреченных при строительстве скважин в 2000 - 2003 годы

Показатель Годы

2000 2001 2002 2003

Проходка, м 215828 230268 149843 196074

Общее календарное время бурения, ст. мес. 330,5 331,4 235,2 285,4

Затраты календарного времени на ликвидацию осложнений, % 4,58 4,90 5,00 5,60

в т. ч. на ликвидацию поглощений, % 4,58 4,90 4,40 3,60

Сведения о затратах времени и средств на ликвидацию поглощений в филиале «Оренбург бурение» ООО «Газпром бурение» приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Затраты на ликвидацию поглощений в филиале «Оренбург

бурение» ООО «Газпром бурение»

Год № скважины Затраты

час тыс. руб.

2003 400 280 2377,893

719 105 745,322

188 371 8253,178

216 277 2919,893

2013 462 2154,872

2004 10050 189 4174,335

.10051 92 1509,884

442 43,5 1065,090

15079 78,5 2541,490

10052 100 1023,582

2005 1024 45 2376,086

12075 - 627,894

109 235 2692,727

2006 1026 93 6581,103

15073 39,5 788,516

12001 137 4933,354

537 128 4763,461

2007 12064 (1) 201,4 2249,043

12064 (2) 530 19742,564

9044 300 7089,256

2008 9054 55 2682,3

12082 272 10815,3

12081 169 10214,2

1052 162 5165,9

2009 9063 24 1367,0

64-Р 404 14459,0

2010 567 H 190 5772,0

2011 - - -

Итого 27 скважин 4982,9 129085,24

В среднем на скважину 184,6 4780,93

На Оренбургском НГКМ бурение скважин в условиях падающего пластового давления и раздренированности карбонатных продуктивных пластов сопровождается поглощениями промывочной жидкости интенсивностью от 0,5 м3/ч до

полного (катастрофического) поглощения. При полной потере циркуляции снижение статического уровня в скважине достигает, в отдельных случаях, до 800 м.

Причины увеличения числа поглощений при вскрытии продуктивных отложений обусловлены:

- снижением пластового давления в основной залежи ОНГКМ, ростом эффективных напряжений в скелете продуктивных отложений, которые сопровождаются развитием трещиноватости с высокой гидропроводностью;

- �