Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии цементирования эксплуатационной колонны при строительстве высокопроизводительных скважин ПХГ

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии цементирования эксплуатационной колонны при строительстве высокопроизводительных скважин ПХГ"

На правах рукописи

МИНЧЕНКО ЮЛИЯ СЕРГЕЕВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН пхг

Специальность 25.00.15 - Технолога» бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискаиие ученой степени кандидата технических наук

1 5 АПР 2015

005567318

Ставрополь-2015

005567318

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор,

заслуженный деятель науки РФ Гасумов Рамиз Алнджавад оглы

Официальные оппоненты: Гайдаров Миталим Магомсд-Расулович,

доктор технических наук, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», начальник лаборатории крепления и заканчивания скважин

Егорова Елена Валерьевна,

кандидат технических наук, ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный технический университет», доцент кафедры эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Ведущая организация: Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень

Защита диссертации состоится « 4 » июня 2015 г. в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при ФГЛОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Пушкина, 1, ауц. 416,

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке и на сайте ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2, http://www.ncfu.ru/text dissert.html http://www.nc^г^.ru/index■php?do=static&Dage=dissertacionnve-sovetv.

Автореферат разослал «4» апреля 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета канд. техн. наук, доцент Ю.К. Димитриади

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Подземное хранилище газа (ПХГ) является комплексом инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, где надёжность и производительность скважин занимает важное место в общей структуре ПХГ и газотранспортной системе. В целях повышения эффективности извлечения углеводородного сырья перед газовой отраслью стоит задача разработки и реализации комплексною подхода к строительству высокопроизводительных скважин ПХГ.

Особенностью конструкции высокопроизводительных скважин являются большие диаметры эксплуатационной колонны, что обусловливает проблему полноты заполнения большого объема заколонного пространства (ЗКГТ)-Применение традиционных технологий цементирования для таких скважин не всегда позволяет предотвратить образование газопроводящих каналов в цементном камне, что приводит к разгерметизации ЗКП, появлению межнла-сговых перетоков и межколонных давлений (МКД).

Технология крепления высокопроизводительных скважин должна обеспечивать качественное разобщение пластов, надежность и долговечность объекта, а также исключить проникновение тампонажного раствора и рабочей жидкости в призабойную зону пласта (ГОП), обеспечивая сохранность его кол-лекторских свойств.

Для решения перечисленных вопросов возникает необходимость разработки технологических мероприятии по управлению процессом затвердевания тампонажного раствора, подбора его оптимальной рецептуры, а также разработки составов специальных технологических жидкостей и рекомендаций по их применению. Учитывая вышеизложенное, совершенствование технологии цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ является актуальным для газовой отрасли.

Цель работы

Повышение качества цементирования эксплуатационной колонны и сохранение коллекггорских свойств призабойной зоны пласта при строительстве высокопроизводительных скважин подземных хранилищ газа путем разработки и внедрения комплекса технологических решений.

Поставленная цель требовала решения следующих задач:

1. Анализ особенностей строительства и крепления высокопроизводительных скважин ПХГ, изучение факторов, влияющих на качество их цементирования и причин миграции пластовых флюидов.

2. Исследование явления зависания тампонажного раствора в процессе его структурообразования и условий формирования миграционных каналов в цементном камне для разработки алгоритма создания избыточного давления на пласт.

3. Разработка и исследование технологических жидкостей обеспечивающих сохранение проницаемости пласта-коллектора и передачу в ЗКП избыточного давления во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).

4. Разработка состава расширяющегося тампонажного раствора для максимального заполнения ЗКП, способствующего повышению качества разобщения пластов.

5. Совершенствование технологии цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ, предотвращающей возникновение МКД и межпластовых перетоков.

Научная новизна диссертационного исследования

1. Установлено, что предотвращение миграции газа но цементному камшо может быть достигнуто комплексным применением гелеобразующего состава для временного блокирования ПЗП, специальной жидкости и тампонажного раствора с разными сроками схватывания при цементировании эксплуатационной колонны.

2. Предложен и научно обоснован алгоритм создания регулируемого избыточного давления в ЗКП, способствующий предотвращению проникновения пластового газа в цементное тесто при его затвердевании.

3. Определён механизм формирования экрана блокирующего ПЗП в результате химического взаимодействия компонентов, образующих гелевую систему, обладающую удерживающей способностью по газу, отличающуюся высоким значением предела прочности сцепления и исключающую пути миграции газа.

4. Разработан состав специальной жидкости с регулируемой плотностью (1150-1600 кг/см3), позволяющий оказывать постоянно действующее статическое давление в ЗКП и передающий избыточное давление на тампонажный раствор в период его структурообразования.

5. Разработан состав расширяющегося тампонажного раствора, позволяющий обеспечить более качественное заполнение ЗКП за счет синерге-тического эффекта при определенном подборе компонентов.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Алгоритм создания технологически обоснованной величины избыточного давления в ЗКП, обеспечивающей постоянно действующую репрессию на пласт-коллектор, компенсирующую эффект зависания тампонажного раствора.

2. Гелеобразующий состав для временного блокирования ПЗП во время крепления эксплуатационной колонны и препятствующий прорыву пластового газа в твердеющий тампонажный раствор.

3. Специальная жидкость для цементирования, обеспечивающая качественное замещение бурового раствора тампонажным в ЗКП и передачу избыточного давления на пласт.

4. Состав расширяющегося тампонажного раствора для цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ, способствующий более полному заполнению ЗКП и образующий надёжный контакт цементного камня с сопредельными поверхностями.

Практическая значимость работы

В результате проведенного исследования разработан комплекс технологических решений, направленных на повышение качества цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ГОСТ.

Материалы диссертационного исследования были доложены на Н'ТС ОАО «Газпром», что нашло отражение в их использовании при разработке проекта нормативного документа Рекомендации Газпром «Технологические решения для проектирования строительства высокопроизводительных скважин подземных хранилищ газа». Таким образом, результаты исследований, полученные в диссертации, могут быть рекомендованы для применения па всех скважинах ПХГ ОАО «Газпром», заканчиваемых с открытым забоем, а также при составлении технических проектов на строительство скважин с большими дебигами.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

В соответствии с формулой специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин» диссертационная работа является прикладным исследованием в области совершенствования технологии цементирования скважин, направленным на повышение качества их строительства и снижение стоимости.

В разделе «Область исследования» паспорта специальности содержание диссертации соответствует пунктам 2 и 3. В диссертации исследовано взаимодействие нарушенного массива горных пород с цементным камнем, разработана математическая модель создания избыточного давления на пласт, позволяющая обеспечить герметичное ЗКП, а также рассмотрены физико-химические процессы в специальных технологических жидкостях и тампонаж-ном растворе-камне, с целью обоснования и оптимизации рецептур при строительстве высокопроизводительных скважин ПХГ.

Методы исследования

В работе применялась совокупность методов научного познания с целью повышения качества цементирования эксплуатационной колонны и сохранения коллекторских свойств ПЗГ1 при строительстве высокопроизводительных сква-

жин ПХГ. В использовании методов познания лежало стремление к единству его эмпирической и теоретической сторон.

При изучении вопроса крепления высокопроизводительных скважин ПХГ были применены анализ, сравнение и синтез для объединения в единую систему всех полученных результатов исследования, позволяющую расширить знание и выдвинуть гипотезу решения обозначенной проблемы.

Для исследования формирования цементного камня в скважинных условиях были задействованы методы: идеализация, аналогия, эксперимент, наблюдение (непосредственное и опосредствованное), абстрагирование, сравнение. Управление формированием крепи в ЗКП разрабатывалось с помощью методой моделирования (математическое, компьютерное), идеализации, а также формализации. На основе проведённой научно-исследовательской работы с применением методов индукции и дедукции были сформулированы рекомендации применения разработанной технологии цементирования.

Результирующим исследованием стали промысловые испытания, В качестве специального метода научного познания использовались данные геофизических исследований.

Апробация работы

Все технологические операции апробированы в промысловых условиях а ходе цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин Невского ПХГ, что подтверждено соответствующими актами о внедрении. Все эксплуатационные скважины освоены без осложнений и не имеют МКД длительное время.

Основные положения работы докладывались на региональных, всероссийских, международных научно-технических конференциях и совещаниях, в том числе «Энергия молодйжи - ресурс развития нефтегазовой отрасли» (г. Астрахань, 2011), 41-ой научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава СевКавГТУ в 2011 году (г. Ставрополь, 2012), VI Международной научной молодёжной конференции «Научный потенциал XXI век» (г. Ставрополь, 2012), IX международной науч-

но-практической нефтегазовой конференции «Инновационные технологии, направленные на повышение и восстановление производительности скважин месторождений УВ и ПХГ» (г. Кисловодск, 2012), «Инновация молодёжи -потенциал развития нефтегазовой отрасли» (г. Астрахань, 2013), V научно-практической конференции молодых учёных и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых учёных» (г. Ставрополь, 2013).

Публикации

Результаты диссертационного исследования опубликованы в 14 научных работах, 5 из которых в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объём диссертации

Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 174 страницах машинописного текста, включает 34 таблицы и 82 рисунка. Список использованной литературы содержит 75 наименований.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю - доктору технических наук, профессору, заслуженному деятелю науки РФ Рамнзу Алиевичу Гасумову за наставления и неоценимый опыт научного поиска, полученный в ходе подготовки диссертации. Соискатель благодарит за содействие внедрению в производство прикладных результатов исследования сотрудников научного центра по строительству и реконструкции скважин ОАО «СевКавНИПИгаз». Отдельные слова признательности автор хочет выразить к.т.н., доценту В.Е. Дубенко и д.т.н., доценту A.A. Переймс за плодотворные профессиональные дискуссии и поддержку в процессе выполнения работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность совершенствования технологии цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин с целью повышения надежности и долговечности ПХГ путем применения

новых технологических решений, поставлены основные задачи исследования, определена научная новизна, выделены положения диссертации, выносимые на защиту, а также приведены сведения о внедрении результатов работы,

В первой главе приведен анализ состояния вопроса крепления скважин, изучены факторы, влияющие на качество цементирования обсадных колонн, рассмотрены особенности строительства высокопроизводительных скважин, а также применяемые методы повышения герметичности крепи.

Для анализа состояния вопроса крепления скважин использовались научно-техническая литература, руководящие отраслевые документы и промысловые материалы. Решением проблемы качественного цементирования скважин занимались: Аветисов А.Г., Агзамов Ф.А., Ангелопуло O.K., Ашрафьян М.О., Булатов А.И., Гасумов P.A., Геранин М.П., Гноевых А.Н., Дашошевский B.C., Куксов А.К., Мамаджанов У.Д., Макаренко П.П., Новохатский Д.Ф., Просёлков Ю.М., Соловьев Е.М., Шарафутдннов 3.3., Boon D.L., Clark C.R., Faul R.E., Sutton D.E., Sabins F.A. и многие другие исследователи.

Несмотря на многообразие имеющихся технологий цементирования, направленных па повышение герметичности ЗКП, существующие решения недостаточно эффективны, так как 30-50 % скважин (на некоторых ПХГ до 80 %) эксплуатируются с МКД разной величины. Опыт цементирования скважин, а также борьба с МКД показывают, что, несмотря на недостаточную изученность причин этих явлений, можно выделить два наиболее значимых фактора -неполное вытеснение бурового раствора в ЗКП и снижение давления на забое вследствие зависания тампонажного раствора на стенках скважины.

В связи с этим в работе проведён анализ моделей линейного и экспоненциального увеличения давления на устье с целью преодоления эффекта зависания тампонажного раствора, также изучена модель коэффициента тампонирующей способности. Из результатов исследования следует, что перечисленные модели не соответствуют в полной мере сущности процессов, действующих после закачки тампонажного раствора в ЗКП. В связи с этим необходимо совершенствовать модель «функщш зависания».

Для анализа особенностей строительства высокопроизводительных скважин использовались промысловые материалы и результаты газодинамических исследований Касимовского, Кущевского, Невского, Степновского и Увязов-ского ПХГ за период эксплуатации и хранения газа с 2011 года по 2013 год. Объекты хранения газа отличаются характеристиками пластов-коллекторов по литологии, по гранулометрическому и минералогическому составу, по фильт-рационно-бмкостным свойствам в условиях режима эксплуатации объекта хранения газа на разных глубинах и др.

Из материалов исследования следует, что максимальная производительность отмечена в скважинах с открытым забоем. Под открытым забоем подразумевают три типа конструкции ПЗП: открытый ствол без растирки, открытый ствол с растиркой, фильтр с растиркой. Данные конструкции являются наиболее экономичными и не требуют проведения комплекса работ по вторичному вскрылга газового пласта. Учитывая вышеизложенное, было принято решение разрабатывать технологию цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ с открытым забоем.

На основе анализа состояния вопроса крепления высокопроизводительных скважин ПХГ можно сделать вывод, что для надежной герметизации ЗКП требуется применение дополнительных мер и способов цементирования с использованием универсальных составов и технологических решений. Дальнейшие исследования работы направлены на разработку технологических решений по управлению процессом затвердевания тампонажного раствора и алгоритма создания избыточного давления в ЗКП.

Во второй главе приведены результаты экспериментальных исследований процессов, происходящих при формировании цементного камня в процессе крепления скважины, и по их результатам разработан алгоритм создания избыточного давления в ЗКП.

а) исследование поведения столба тампонажного раствора при воздействии пластового газа;

На опытно-экспериментальной скважине была создана установка, моделирующая процессы, протекающие при загустевании тампонажного раствора. Установка позволяет имитировать постоянно действующее пластовое давление газа и избыточное давление, создаваемое на устье. Схема экспериментальной установки представлена на рисунке 1а.

Воздцх^У^ Возбцх

Воздух

'сг,ец хид

1 - труба ПНД Д — 32x2,0; 2 - груба ПЦД Д= 20x2,0; 1 - эксплуатационная колонна; 2 - проме-

3 - тройник Ду - 25 1"; 4 - ниппель Г; 5 - утолок; жуточная колонна; 3 - специальная жид-

6 - седельный отвод; 7 - кран шаровой; 8 - муфта; кость; 4 - тампонажный раствор верхней

9 - ресивер; 10, 11,12- манометр МТИ; 13 - счётчик порции; 5 - тампонажный раствор ниж-

газовый; 14 - манометр электронный; 15 - переход- ней порции, 6 - состав для временного

ник; 16 - разделитель сред; 17 - емкость с раствором блокирования ПЗЛ

а) Схема экспериментальной установки б) Схема цементирования эксплуатаци-для моделирования процесса схватывания ошюй колонны скважины с открытым тампонажного раствора в скважинс забоем

Рисунок 1 - Цементирование эксплуатационной колонны высокопроизводительной

скважины ПХГ

По результатам опыта были сделаны следующие выводы:

- после продавки тампонажного раствора в ЗКП скважины возникает резкое снижение давления на забое, зависящее от тиксотропных свойств раствора;

- столб тампонажного раствора в процессе набора прочности структуры способен сдерживать давление газа. Однако если профиль скважины искривленный, то в изогнутых участках ствола может проявляться седиментация тампонажного раствора, вследствие которой формируется канал для миграции газа на границе «цементный камень-обсадная колонна»;

- столб тампонажного раствора способен передать избыточное давление на устье до момента начала схватывания, впоследствии раствор принимает давление на себя и не передаёт его на забой, а в случае превышения критического давления он срывается со стенок скважины, что приводит к нарушению герметичности крепи,

б) исследование процесса структурообразования тампонажного раствора;

Анализ научных публикаций по тематике исследования позволяет сделать вывод, что зависимость СНС тампонажного раствора от температуры в скважине неявная и сложная, зависящая от многих факторов. Для детального изучения данного процесса были проведены экспериментальные исследования, которые выявили, что нарастание структуры тампонажного раствора состоит из двух периодов. В первый период зависимость изменения СНС от времени характерна для тиксотропных жидкостей. На втором периоде СНС нарастает лавинообразно до момента загустевания и характеризуется процессом гидратации.

Лабораторные исследования показали, что в первый период роста наиболее достоверные значения СНС тампонажного раствора можно получить при проведении измерений на ротационном вискозиметре (например, Рапп). Второй период процесса нарастания структуры измерять на таком приборе некорректно, поэтому для получения значений СНС в требуемых интервалах времени была предложена экспериментальная установка, схема которой приведена на рисунке 2. Данная установка позволяет определить СНС тампонажного раствора во времени для разных температурных условий.

0Ш 01;^

ГА ^

1 - труба ПНД Д = 32x2,0; 2 - пробка резиновая; 3 - штуцер; 4 - разделитель сред;

5 - тамионажньш раствор; 6 - тройник; 7 - манометр электронный

Рисунок 2 - Принципиальная схема измерения СНС тампонажного раствора

в) исследование снижения давления на забое вследствие зависания тампонажного раствора на стенках трубы;

Опыт проводился с использованием экспериментальной установки, позволяющей создавать отток жидкости чатворения тампонажного раствора в пласт (кривая 2, рисунок 3) и экспериментальной установки без оттока жидкости (кривая 1, рисунок 3). В области между кривыми находятся все возможные значения величин падения давления. Для расчётов избыточного давления, например, в обсаженном стволе скважины, используется предельная кривая 1. Предельная кривая 2 применяется как наиболее сложный вариант, когда имеет место максимальный темп падения давления вследствие зависания тампонажного раствора, например в открытом стволе скважины.

Рисунок 3 -11адение давления на забое по результатам замеров на экспериментальных установках

Проведённый комплекс экспериментальных исследований и анализ научно-технической литературы позволили разработать алгоритм создания избыточного давления в ЗКП.

Алгоритм создания избыточного давления в ЗКП представляет следующую последовательность:

1) рассчитать среднее значение температуры для интервалов ствола скважины (ствол скважины разбить минимум на три части);

2) затворить тампонажный раствор и определить время его загустевания;

3) при каждом значении полученных температур выполнить замеры давления Рср (при котором происходит срыв тампонажного раствора со стенки трубки) с помощью экспериментальной установки (рисунок 2) в период струк-турообразования до начала загустевания;

4) рассчитать величины СНС

где в - величина СНС тампонажного раствора, Па;

Рсры» - давление, при котором тампонажный раствор срывается со стенок трубки, Па;

р - плотность тампонажного раствора, кг/м3;

И - высота трубки, м;

с1Тр, - диаметр трубки, м.

5) рассчитать величину снижения забойного давления

V-

АР{()=

{в-а)

а 7,.,

(2)

где ДР(0 - величина снижения забойного давления, Па; а - температурный градиент, °С/м;

Б, с! - диаметры скважины и обсадной колонны соответственно, м; "Руст» Т„б - устьевая и забойная температуры, С;

60,Т) - СНС тампонажного раствора (Па), зависящее от времени (0 и температуры (Т), величину которого получают посредством аппроксимации двумерного массива экспериментальных данных функцией вида О Т);

бсп.ж. - СНС специальной жидкости, принимается постоянной величиной, Па; Ьсп.ж. - длина интервала специальной жидкости, м.

6) рассчитать величину забойного давления

Р3 = РСТ-ДР(1), (3)

где Р, - забойное давление. Па;

Рст - статическое давление составного столба жидкостей, находящихся в ЗКП скважины, в момент завершения продавки, Па.

7) рассчитать величину избыточного давления, создаваемого на устье скважины

= [0, при С <

где Р„з6 - избыточное давления, создаваемое на устье скважины, Па; 1П., - время, при котором забойное давление равно пластовому, мин.

8) по полученным данным построить график (рисунок 4) изменения давления на забой вследствие создания избыточного давления в ЗКП

V

■г-гГТТП 0

0

10 'пя

1 - кривая падения давления без избыточного давления; 2 - кривая падения давления с избыточным давлением; 3 - кривая избыточного давления на устье

Рисунок 4 - График изменения давления на забой вследствие создания избыточного давления в ЗКП во время ОЗЦ

9) по функциональной зависимости ДР(0 создавать избыточное давление цементировочным агрегатом пут2м закачки незамерзающей жидкости по линии глушения на устье скважины;

10) избыточное давление удерживать с момента начала схватывания цементного раствора (1Н0Ч.ем.) до конца ОЗЦ.

В качестве дополнительных мер, позволяющих предотвратить поступление пластового газа в твердеющий тампонажный раствор при цементировании эксплуатационной колонны, предлагается совместно применять два раствора в ЗКП:

- специальную жидкость, позволяющую регулировать забойное давление;

- гелеобразующий состав для блокирования ПЗП (временный, действует при цементировании эксплуатационной колонны и во время ОЗЦ).

Схематическое изображение конструкции такой скважины на момент окончания цементирования представлено на рисунке 16. Из конструкции скважины следует, что после окончания бурения до проектной глубины в интервал эксплуатационного горизонта закачивается состав для временного блокирования ПЗП. Эксплуатационная колонна спускается в кровлю пласта-коллектора и цементируется двумя порциями тампонажного раствора с разными сроками схватывания. При этом нижняя порция состоит из расширяющегося раствора с короткими сроками схватывания (начало схватывания 3-4 часа), верхняя порция из раствора с длительными сроками схватывания (начало схватывания 8-10 часов). На устье устанавливается специальная технологическая жидкость.

Таким образом, в соответствии с разработанными технологическими решениями по управлению процессом затвердевания тампонажного раствора необходимо подобрать составы технологических жидкостей, препятствующих миграции пластовых флюидов и способствующих повышению герметичности крепи эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ.

Третья глава посвящена исследованию и разработке составов технологических жидкостей препятствующих миграции пластовых флюидов.

Специальная жидкость при цементировании эксплуатационной колонны должна выполнять следующие функции:

- создавать избыточное давление на тампонажный раствор для предупреждения проникновения газа в период формирования структуры цементного камня;

- выполнять основные функции буферной жидкости (удалять глинистую корку со стенок скважины и обсадной колонны, минимизировать размер зоны смешения и т. д.);

- обеспечивать совместно с жидкостью затворения избыточное давление на газовые пласты при наличии сквозных каналов в ЗКП.

Требования, предъявляемые к специальной жидкости: седиментационная устойчивость на весь период эксплуатации скважины; широкий диапазон плотности (1150-1600 кг/см3); низкие значения СНС (5-50 дПа); технологичность при отрицательной температуре; инертность к металлу обсадных труб и технологическому оборудованию.

Экспериментально подобран компонентный состав специальной жидкости, который включает: регулятор плотности (портландцемент ПЦТ 1-50), структурообразователь (КМЦ-85/600, Унипол, ВПРГ), противоморозную добавку (калиевая или натриевая соль муравьиной кислоты), пластификатор (кислота нитрилотриметилфосфоновая),

Для создания вязкоупругой жидкости с псевдопластичными свойствами, используется в составе специальной жидкости сочетание реагентов, обеспечивающих формирование трехмерной структуры за счйт взаимодействия активных групп полимерных молекул адсорбированных на частицах твердой фазы. Акриловые соединения и производной целлюлозы в результате протекания межмолекулярных реакций способны образовывать высокомолекулярные комплексные соединения, что позволяет получить агрегатнвпо устойчивую систему с низким водоотделением.

Разработанная новая специальная жидкость, удовлетворяет предъявляемым требованиям (таблица I) и выполняет все необходимые функции. Способность специальной жидкости передавать избыточное давление на тампонажный раствор исследовалась с помощью экспериментальной установки (рисунок 1а).

В ходе опыта было выявлено, что изменение забойного давления от повышения избыточного давления имеет устойчивую линейную зависимость. При этом изменение устьевого давления полностью передавалось на забой.

кг/см Д, см т). мПас СНС, дПа В3„, см3 В, см3 п рн Тн.с.» ч-мин

1 мин 10 мин

1150-1600 21-24 13-46 4-33 7-55 5,0-7,5 0-1,5 0,7-0,8 10-11 -

При цементировании эксплуатационной колонны для блокирования миграции газа в ствол скважины, а также предотвращения поступления тампо-нажного раствора в интервал пласта-коллектора во время продавки и ОЗЦ применяется гелеобразутоший состав, отвечающий следующим требованиям: технологичность; гомогенность; прочность и сохранение структурно-механических свойств на период цементирования; инертность к породам, слагающим пласт-коллектор; полное удаление из скважины перепадом давления, не превышающим критическую депрессию на пласт (исключение применения химической обработки ПЗП).

По результатам комплекса лабораторных работ разработан гелеобразую-щий состав при следующем соотношении ингредиентов, мае. %:

Supra Хап 0,5-0,7;

Триэтаноламинтитанат-1 0,5-0,7;

Наполнитель 0,3-0,8;

Вода Остальное.

Наполнитель в составе раствора выполняет роль кольматанта пор пласта-коллектора. С целью расширения диапазона применения полученного геля для различных горно-гсологичсских условий предлагается три наполнителя, отличающихся по химической природе и дисперсности: кордное, полипропиленовое или базальтовое волокно.

Проведены испытания гелеобразующего состава на удерживающую способность по газу и на контактную прочность с горной породой и металлом. С помощью экспериментальной установки определены коэффициент восстановления проницаемости и коэффициент закупоривания на искусственных и естественных образцах кернового материала (рисунок 5).

/3(К0,С)=\5.25-К02 С2 + 1.92-.К02 -С-2.25 К0 С2 -25.38-/С02 -4.25 /Г0 С -15.50 С2 +1.50-К0 —20.17 • С + 88.88, Я = 0.913

Рисунок 5 - Изменение коэффициента восстановления проницаемости керна (Р) от содержания кольматируюшего наполнителя (С) и в зависимости от исходной проницаемости керна (ко = 0,2-1,0 мкм2)

Определено, что состав для временного блокирования ПЗП обладает высокой адгезионной способностью, а также достаточной прочностью геля, позволяющей изолировать пласт-коллектор от проникновения тампонажного раствора во время цементирования.

Разработанные технологические жидкости способствуют повышению качества цементирования ЗКП скважины, однако, для создания герметичной крепи, обеспечивающей плотный контакт цементного камня с породой, необходимо дальнейшие исследовательские работы направить на подбор оптимального состава расширяющегося тампонажного раствора.

В четвёртой главе проведены исследования и разработка расширяющегося тампонажного раствора для повышения качества разобщения пластов,

В работе рассматривалось влияние химической обработки тампонажных растворов с расширяющими добавками (РД) на процесс их объемных деформаций при твердении. Определено влияние типа тампонажного материала и его реагентной обработки на процесс формирования цементного кольца в ЗКП.

Осуществлена оценка состояния цементного камня в металлических кольцах с искусственно сформированным внутри каналом из бурового раствора.

На основании проведённых исследований, а также анализа причин возникновения газопроводящих каналов в тампонажном растворе-камне состав для цементирования открытого интервала эксплуатационной колонны должен отвечать следующим требованиям: быть технологичным в приготовлении и использовании; обладать низким водоотделением, высокой седиментационной устойчивостью и эффективным расширением; иметь короткие сроки схватывания, низкую газопроницаемость, высокий предел прочности сцепления цементного камня с металлом и горной породой; прочностные характеристики тампонаж-ного камня к моменту окончания ОЗЦ должны быть не менее 3,5 МПа при изгибе (10,0 МПа при сжатии).

С учетом вышеуказанных требований разработана рецептура расширяющегося тампонажного раствора, основными компонентами которого являются: портландцемент марки ПЦТ I-G-CC-1, понизитель фильтрации (поливиниловый спирт), кремнийорганический пеногаситель (Clear Air-1 OOP), расширяющая добавка на основе оксида кальция (ДРС-НУ), ускоритель сроков схватывания (хлорид кальция) и вода.

Основные свойства разработанного тампонажного раствора-камня приведены в таблицах 2, 3 и на рисунках б, 7.

Таблица 2 - Технологические параметры тампонажного раствора

Ж/С Р. кг/м' Д, см Л. мПас То, дПа СНС'шо, дПа Взо, см1 В, см3

0,47 1900 21-22 50-65 285-300 50-60/90-110 65-73 0-1

Таблица 3 - Физико-механические свойства цементного камня

Ж/С Сроки схватывания, ч-мин Предел прочности, МПа к„ мкм2

tm Oiur Одж в метал, кольце без метал, кольца

0,47 3-50 5-00 5-7 14-16 0 0

Примечание: Образцы без металлическою кольца высушивались при 105 СС, во время измерения на проницаемость цементный камень выдерживался под давлением 5 атм в течение 30 мин

Разработанный состав расширяющегося тампонажного раствора может быть использован в буровой практике, что позволит улучшить качество образующегося в ЗКП цементного кольца, снизить вероятность возникновения флюидопроводящих каналов в зонах контакта с ограничивающей поверхностью и предотвратить появление МКД.

ю

о

01234 5 6789 Содержание ДРС-НУ. мас.°о

Рисунок 6 - Объёмное изменение тампонажного раст вора-теста от содержания добавки ДРС-НУ

<тсц = (- 0.02)- £>г - 0.002 • Г2 + 0.01 • £>■ / -0.81 • О + 0.172 • Г + 4.59 Л = 0.898

Осн.

Рисунок 7 - Изменение предела прочности сцепления (осц) цементного камня с металлом от содержания ДРС-НУ в течение 10 сут

В пятой главе приведены рекомендации ОПИ цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ, а также оценка экономического эффекта от внедрения.

Апробация успешно осуществлена при цементировании эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин Невского ПХГ. Средние показатели сцепления цементного камня с породой и колонной по данным АКЦ до применения разработанной технологии цементирования эксплуатационной колонны и после отображены на рисунке 8. Из которых следует, что сцепление цементного камня с колонной после применения новой технологии увеличилось на 37 %, а с породой на 49 %.

Все зацементированные высокопроизводительные скважины освоены без осложнений и не имеют МКД. В настоящее время ведётся отбор газа из четырёх скважин с дебитами, превышающими дебит скважин с перфорированной эксплуатационной колонной на 95 %.

24.9

71.6

С колонной С горной породой С колонной С горной породой

□Сплошной □ Частичный ■ Отсутствует

а) осреднённые данные ЛКЦ эксплуатацией- б) осреднённые данные ЛКЦ гжсплуата-ных колонн, зацементированных до примене- ционных колонн, зацементированных по ния новой технологии (2000-2008 гг.) разработанной технологии (2009-2012 гг.)

Рисунок 8 - Состояние контакта цементного камня с сопредельными

средами при цементировании эксплуатационной колонны скважин Невского ПХГ

Экономическая эффективность от применения разработанной технологии цементирования проявляется за счст повышения производительности скважины и сокращения затрат на её строительство. Ожидаемый экономический эффект

(чистый дисконтированный доход) составил 114 279.93 тыс. руб. из расчета четырёхмесячного цикла отбора в течение шести лет но 15 высокопроизводительным скважинам ПХГ построенным по внедряемой технологии. При этом экономия средств для одной скважины равна 649,60 тыс. руб., а период окупаемости проекта составил 7 месяцев (индекс эффективности - 2,14).

Основные выводы и рекомендации

1. На основе анализа научно-технической литературы и экспериментальных исследований по вопросам крепления скважин выявлены основные факторы, влияющие на качество цементирования эксплуатационной колонны и причины миграции пластовых флюидов.

2. Рекомендовано совместное применение специальной негвердеющей жидкости в ЗКГ1 для регулирования забойного давления в процессе цементирования и гелеобразующего состава для временного блокирования ПЗП с целью перекрытия каналов поступления газа.

3. Предложен алгоритм создания избыточного давления на устье, компенсирующее «зависание» столба тампонажного раствора во время его структурообразоваиия. Предложены варианты для уточнённого и практического расчёта.

- определено, что процесс нарастания структуры тампонажного раствора, в необходимых интервалах времени и температуры, нужно измерять с использованием специальной экспериментальной установки по приведённому в работе принципу;

- выявлено, что столб тампонажного раствора способен передать давление до момента начала схватыва'шя, впоследствии раствор принимает избыточное давление на себя и не передаёт его на забой, а в случае превышения критического давления - срывается со стенок, что приводит к нарушению герметичности крени.

4. Разработанный состав для временного блокирования ПЗП сохраняет естественную проницаемость пласта-коллектора, имеет достаточное время ге-

леобразования для транспортировки раствора в заданный интервал, удаляется при деблокировании путём промывки скважины и во время освоения.

5. Рекомендовано использовать специальную жидкость, создающую постоянно действующее статическое давление на цементный камень и передающую избыточное давление с устья в ЗКП.

6. Установлено, что состав специальной жидкости обладает широким диапазоном плотности 1150-1600 кг/м\ имеег низкие показатели фильтрации и СНС, является агрегатнвно-стабильным в течение длительного времени.

7. Разработан состав расширяющегося тамгюнажного раствора, полученный за счет синергетического эффекта при качественном и количественном подборе компонентов с целью достижения свойств, удовлетворяющих требованиям разработанной технологии цементирования.

8. Усовершенствована технология цементирования эксплуатационной колоты высокопроизводительных скважин ПХГ. Технология была успешно реализована при цементировании восьми высокопроизводительных скважин Невского ПХГ. В результате проведенных работ продуктивность скважин возросла на 95 % по сравнению с аналогичными, на которых применялись традиционные технологии. Показатель коммерческой эффективности использования результатов научной работы составил 114 279,93 тыс. руб.

Основные научные результаты исследований по теме диссертации опубликованы в следующих работах:

В изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России:

1. Перейма, A.A. О влиянии химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок / A.A. Перейма, Ю.С. Минченко, С.Г. Трусов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2011. — № 5 - С. 27-30 (автора 0,19 п.л).

2. Перейма, A.A. Образование флюидопроявляющих каналов в зацементированном пространстве скважин и основные пути его предотвращения / A.A. Перейма, Ю.К. Димитриади, Ю.С. Минченко // Газовая промышленность. - 2011. - № 7. - С. 88-92 (автора 0,23 п.л).

3. Гасумов, P.A. Повышение герметичности скважин применением модели давления пригруза при цементировании эксплуатационной колонны / P.A. Гасумов, В.Е. Дубекко, Ю.С. Минченко, Винничепко И.А., Белоус A.B. // Вестник Ассоциация буровых подрядчиков. - 2014. - № 2. — С. 44-48 (автора 0,18 п.л).

4. Гасумов, P.A. Повышение герметичности скважин Невского ПХГ за счёт совершенствования технологии цементирования эксплуатационных колонн / P.A. Гасумов, В.Е. Дубенко, Ю.С. Минченко, С.Г. Трусов, С.А. Бражников, А.Г. Саблин // Наука и техника в газовой промышленности. -2014. 2.- С. 79-87 (автора 0,16 п.л.).

5. Гасумов, P.A. Влияние расширяющих добавок на контактные напряжения, развиваемые цементным раствором-камнем при твердении / P.A. Гасумов, И.И. Андрианов, Ю.С. Минченко // Вестник Северо-Кавказского федерального ушшерситста. - 2014. - № 4. - С. 23-27 (автора 0,17 п.л.).

Статьи в научных изданиях, тезисы докладов:

6. Минченко, Ю.С. Предотвращение контракции твердеющего тампонажного раствора применением расширяющих добавок / Ю.С. Минченко // Сб. науч. тр./ ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь: РИД ОАО «СевКавНИПИгаз», 20! 1. - С. 265-270 (автора 0,33 пл.).

7. Перейма, A.A. Эффективность действия расширяющих добавок в там-понажных растворах, обработанных химическими реагентами /' A.A. Перейма, Ю.С. Минченко, М.В. Герасименко // Энергия молодёжи - ресурс развития нефтегазовой отрасли: сб. тез. докл. IV науч.-технич. конф. молодых специалистов и работников. - Астрахань: РИД ООО «Газпром добыча Астрахань», 2011. - С. 40-41 (автора 0,04 п.л.).

8. Перейма, A.A. Улучшение изоляционных свойств цементного камня применением комплексных реагентов при химической обработке тампонажного раствора / A.A. Перейма, Ю.С. Минченко, И.А. Винниченко // Сб. науч. тр. / ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень: Флат, 2011. - С. 167-168 (автора 0,07 пл.).

9. Перейма, A.A. Влияние ингредиентиого состава тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок / A.A. Перейма, Ю.С. Минченко, В.Н. Селюкова // Использование инновационных подходов

для повышения эффективности бурения и ремонта скважин: сб. тез. докл. VIII ежегод. науч.-практич. нефтегаз. конф. - Кисловодск: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2011. - С. 22-23 (автора 0,04 п.л.).

10. Перейма, A.A. Результаты экспертизы седиментационно-устойчивого тампонажного материала СУТМ обл 1400^1500-50 / A.A. Перейма, Ю.С. Мин-ченко // 41 науч.-техн. конф. по итогам работа профессорско - преподавательского состава вуза за 2011 год: сб. тез. докл. — Ставрополь: РИЦ ГОУ ВПО «СевКавГТУ», 2012. - С. 136-138 (автора 0,12 п.л.).

11. Перейма, A.A. Повышение герметичности цементного кольца применением расширяющих добавок / A.A. Перейма, Ю.С. Минченко // Научный потенциал XXI век: материалы VI Междунар. науч. студенч. конф. - Т.1: сб. гез. докл.- Ставрополь: РИЦ ГОУ ВПО «СевКавГТУ», 2012. - С. 229-232 (автора 0,14 п.л.).

12. Перейма, A.A. Влияние органо-минерального комплекса реагентов на водоотдачу и седиментационную устойчивость тампонажных растворов / A.A. Перейма, Ю.С. Минченко // Инновационные технологии, направленные на повышение и восстановление производительности скважип месторождений УВ и ПХГ: сб. тез. докл IX международ, науч.-практич. нефтегаз. конф. -РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2012. - С. 55-56 (автора 0,06 п.л.).

13. Минченко, Ю.С. Повышение качества крепления скважин / Ю.С. Минченко, P.A. Гасумов // Инновация молодёжи - потенциал развития нефтегазовой отрасли: сб. тез. докл. V науч.-техн. конф. молодых специалистов и работников. — Астрахань: РИЦ ООО «Газпром добыча Астрахань», 2013. -С. 53-54 (автора 0,10 пл.).

14. Гасумов, P.A. Совершенствование технологии цементирования на примере скважин Невского ПХГ / P.A. Гасумов, Ю.С. Минченко // Газовой отрасли — энергию молодых учёных: сб. тез. докл. V науч.-практ. конф молодых учёных и специалистов. — Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2013. - С. 3-5 (автора 0,07 п.л.).

Подписано в печать 31.03.2015 г. Формат 60x80 1/16. Усл. печ. л. 1. Тираж 100 экз. Печать офсетная. Заказ 1172.

Отпечатано в ООО "Юнитех" 355044, г.Ставрополь, ул.Ленина, 458 тел.:94-41-67