Содержание к диссертации
Введение
Анализ особенностей крепления нефтяных и газовых скважин 10
1.1 Анализ промысловых данных по качеству крепления нефтяных и і ачовых скважин на месторождениях Сургутского региона 10
1.2 Существующие способы повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин, применяемые буферные жидкости, тампонажные растворы и технологии цементирования обсадных колонн 21
1.3 Теоретические предпосылки разработки и совершенствования буферных жидкостей и тампонажних растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважи
2 Применяемые материалы и методика исследований . 41
2.1 Применяемые материалы 41
2.2 Методика исследований 46
Исследование и разработка составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления и газовых скважин 51
3.1 Исследование и разработка структурированных составов буферных жидкостей 51
3.2 Исследование и разработка комплексных добавок в тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие 57
3.3 Технология приготовления разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин 78
Физико-механические свойства цементного камня с разработанными комплексными добавками 82
4.1 Исследования физико-механических свойств цементного камня нормальной плотности с комплексными добавками 82
4.2 Исследования физико-механических свойств облегченного и легко о цементного камня с комплексными добавками 90
5 - Испытания разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления скважин на месторождениях сургутского региона 105
5.1 Область применения разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин 105
5.2 Опытно-промышленные испытания разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов на месторождениях Cypi утского региона 11 3
Список использованных источников 118
- Анализ промысловых данных по качеству крепления нефтяных и і ачовых скважин на месторождениях Сургутского региона
- Исследование и разработка структурированных составов буферных жидкостей
- Исследования физико-механических свойств цементного камня нормальной плотности с комплексными добавками
- Область применения разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин
Введение к работе
Актуальность работы.
Проблема качественного разобщения пластов является одной из основных и
у актуальных при строительстве нефтяных и газовых скважин. Особенно остро эта
проблема стоит на месторождениях Сургутского региона Тюменской области, уникальных по своим запасам и геологическому строению, представленных сложнопостроенными залежами и осложненных высокопроницаемыми коллекторами с низкими пластовыми давлениями. Нерешенность проблем качественною разобщения пластов оказывает отрицательное влияние на технико-экономические показатели заканчивания нефтегазовых скважин, на качественные характеристики их освоения и на конечные результаты разработки месторождений в целом и зачастую делает дорогостоящий процесс направленного бурения малоэффективным. Необходимость повышения качества крепления, как завершающего этапа строительства скважин, достижения надежной изоляции заколонного прос-іранет ва обусловлены также и возросшими экологическими требованиями, связанными с охраной недр и защитой окружающей природной среды в районах рассматриваемого региона.
В настоящее время разработка большого количества месторождений Сургуї-
ского реї иона сопровождается до 90 % обводнением продукции добывающих
скважин, связанных с некачественной изоляцией продуктивных горизонтов, что
« требует выполнения дорогостоящих и сложных ремонтно-изоляционных работ.
Применяемые в Сургутском регионе буферные жидкости в большинстве
случаев не позволяют качественно разделить тампонажный и буровой растворы,
обеспечить высокую степень замещения промывочной жидкости из затрубного
пространства и вымыв трудновытесняемых "языков" из твердой фазы бурового
расі вора из направленных стволов скважин. Это подрывает саму цель цементи
рования - образовать вокруг колонны сплошную цементную оболочку, исклю-
* чающую заколонные перетоки флюидов.
Существующая технология приготовления и используемые составы тампонажних растворов не позволяют предупреждать негативные процессы, связанные, например, с седиментационными процессами, интенсивно протекающими в наклонных стволах скважин и, как следствие этого, с формированием некачественного цементного камня.
В комплексе мероприятий, обеспечивающих решение указанных проблем, одним из основных является разработка соответствующих составов буферных жидкостей и тампонажных растворов и совершенствованной технологии их при-
І0І0ВЛЄНИЯ.
Исследованию и разработке составов буферных жидкостей, тампонажных растворов и технологии крепления нефтяных и газовых скважин посвящены работы таких отечественных ученых, как Алиев P.M., Ашрафьян М.О., Барков С.Л., Бережной А.И., Булатов А.И., Ванифатьев В.А., Гайворонский А.А., Гасумов Р.А., Гилязов P.M., Горлов А.Е., Данюшевский СВ., Каримов Н.Х., Качалов О.Б., Ким С.Д., Куксов А.К., Мчедлов-Петросян О.П., Обозин О.Н., Овчинников П.В., Рябоконь С.А., Сорокин В.Ф., Тагиров К.М., Терентьев СВ., Фролов А.А., Христианович С.А., Желтов Ю.П., Черненко А.В., Шейкин А.Б., а также зарубежных исследователей: Sutton D.L., Stecey Т R., Jongh С L., Harms W. М., Crook RJ., Keller S.R. и др. Разработано и применяется большое количество технических средств и современных технологий, используется широкий ассортимеш ма-тери-алов и химреагентов, различные составы буферных жидкостей и тампонажных растворов для решения проблемы по повышению качества крепления скважин. Но в целом проблема остается актуальной и успешность работ по креплению нефтяных и газовых скважин, например, на месторождениях Сургутского реги-она остается низкой и составляет 60-70%.
В соответствии с этим возникла необходимость разработки эффективных составов структурированных буферных жидкостей и комплексных добавок в гампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие, обеспечивающих одновременное регулирование структурно-реологических, фильтрационных характеристик, предупреждение седиментационных процессов, которые осо-
бешю иніенсивно протекают в стволах наклонных скважин. Остаются актуальными проблемы повышения прочностных и других характеристик сформированного из облегченных тампонажных растворов цементного камня при креплении нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона. Решению отих актуальных проблем и посвящена данная работа.
Цель работы: Совершенствование составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.
Основные задачи исследований:
1. Анализ и обобщение промысловых данных по качеству крепления нефія-ных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.
2 Исследование и разработка составов структурированных буферных жидкостей и комплексных добавок в тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин.
Технология приготовления разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин, обеспечивающая предупреждение возможных осложнений процесса цементирования и максимальное использование возможностей компонентов комплексных добавок в цементные смеси.
Практическая реализация разработанных технологических решений и составов буферных жидкостей и тампонажных растворов, оценка эффективности их применения при креплении нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.
Методы решения поставленных задач и достоверность результатов Методика исследований основана на использовании существующих стандартов и на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемой проблеме.
Корректность результатов лабораторных исследований подкреплена промысловыми и аналитическими исследованиями с использованием математических методов моделирования и современных компьютерных технологий обработки результатов исследований.
Научная новизна:
Разработаны новые рецептуры буферных жидкостей на основе сернокислого алюминия, оксиэтилцеллюлозы и карбоната кальция, обладающие широким пределом структурно-реологических характеристик, низкими фильтрационными параметрами и кольматирующими свойствами для решения комплекса проблем качественной подготовки ствола при цементировании скважин различной кривизны.
Научно обосновано и экспериментально подтверждено решение важной іехнологическоЙ проблемы по получению надежной и качественной крепи в направленных скважинах с использованием облегченных и легких составов тампонажных растворов.
Разработаны три новых состава комплексных добавок, названные «СТА», «СІТ» и «CFAT» для обработки тампонажных растворов нормальной плотности, облегченных и легких с синергетическим эффектом действия составляющих компонентов, позволяющих получать седиментационно-устоичивые тиксотропные системы с низкими фильтрационными и реологическими параметрами и безусадочный, непроницаемый цементный камень высокой прочности и адгезии.
Подобран гидрофобизирующий реагент на основе аминов для снижения водопотребности микросфер, обеспечивающий улучшение физико-механических характеристик цементного камня.
Основные защищаемые положения.
1. Рецептуры структурированных составов буферных жидкостей для качественного разделения бурового и тампонажного растворов, сохранения коллектор-ских свойств продуктивных пластов, полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства, вымывания «языков» твердой фазы из стволов
наклонных и горизонтальных скважин в условиях месторождений Сургутского реї иона.
Рецептуры и составы тампонажных растворов с комплексными добавками - «CFT», «СТА», «CFAT» для повышения качества крепления нефтяных и rajo-вых скважин, получения прочного, безусадочного и низкопроницаемого цементного камня.
Технология приготовления разработанных составов буферных жидкосіей и тампонажных растворов для крепления обсадных колонн, обеспечивающая предупреждение возможных осложнений в процессе цементирования сложнопостроен-ных залежей Сургутского региона и обеспечение максимального использования возможностей компонентов в составе разработанных рецептур.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Практическая значимость работы характеризуется соответствием направления исследований содержанию отраслевых научно-технических программ по НИОКР ОАО «Газпром», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ОАО «Сургутнефтегаз» в области бурения нефтяных, газовых и газоконденсатних скважин.
Разработки, выполненные по теме диссертации, к настоящему времени внедрены при креплении трех скважин: № 9009 куста № 47 Дружного месторождения; № 9888 куста №257 Тевлинско-Русскинского месторождения и № 180 куста №24 Северо-Кочевского месторождения. Цементирование опытных скважин осуществляла ООО «Буровая компания «Евразия». Герметичность изоляции за-колонного пространства этих скважин значительно выше но сравнению со скважинами, зацементированными по стандартной технологии.
Апробация работы и результатов исследований. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на конференциях молодых специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (г. Сургут, апрель 2004 и 2005 гг.), в лаборатории крепления скважин ОАО «СевКавНИПИгаз» (ноябрь 2005г, апрель 2006г.), на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» «СевКавГТУ» (ноябрь 2005г., май 2006г.).
*
Публикации. Общее число опубликованных работ по теме диссертации составляет 8, находится на рассмотрении одна заявка на изобретение ФГУ ФИПС Роспатент РФ.
Объем и структура работы. Работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 83 наименований, двух приложений. Диссертация изложена на 129 страницах машинописної о текста, содержит 8 рисунков, 34 таблицы.
В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями доктора технических наук, профессора, академика РАЕН и АГН РФ Тагирова К. М., кандидатов технических наук Воропаева Ю.А., Пули Ю.А., Петялина В.Е. Всем им автор выражает глубокую признательность.
Особую благодарность автор приносит своему научному руководителю, док юру технических наук, профессору, академику РАЕН и АГН РФ Гасумову Р.А. и кандидату технических наук Мосиенко В. Г.
Анализ промысловых данных по качеству крепления нефтяных и і ачовых скважин на месторождениях Сургутского региона
Нефтяные и газоконденсатные месторождения Западной Сибири, в том числе и Сургутского региона, отличаются рядом особенностей геологического строения [1,2,3,4,5,6,7]. В частности, для них характерны:
- многопластовость подавляющего большинства месторождений;
- варьирование в широком диапазоне коллекторских свойств продуктивных оіложений. Сильное различие коллекторских свойств по площади и разрезу пла р ста нередко наблюдается в пределах одной залежи;
- изменчивость проницаемых пропластков (морфологическая сложность строения) от практически монолитных до сильно прерывистых;
- многообразие условий залегания нефти в залежах (в присутствии остаточ ной рыхлосвязанной воды, при наличии подошвенной воды, газовой шапки, по дошвенной воды и газовой шапки одновременно). Во всем временном диапазоне освоения месторождений, например, ОАО «Сургутнефтегаз», доля запасов нефти в водо-нефтегазовых залежах с тонкой нефтяной оторочкой не снижалась менее 30%;
- высокое начальное водосодержание коллектора (от 20-30 до 80-90 %). Да же в базовых объектах разработки некоторых месторождений (например, пласт КСі2 Родниковского месторождения) начальный коэффициент нефтенасыщен-ности не превышает 50%.
Отмеченные особенности геологического строения продуктивных пластов сильно влияют на технологические показатели строительства нефтяных и гаю-вых скважин и разработки месторождений в Сургутском регионе в целом.
Автором исследованы данные АКЦ по более 500 скважинам месторожде ний Сургутского региона, пробуренным до 2006 года. Полученные результаты
позволяют сделать следующий вывод: до 60% интервалов цементирования скважин характеризуются отсутствием качественного сцепления либо в зоне контакта цементный камень - обсадная колонна, либо в зоне контакта стенка скважины -цементный камень, либо одновременно в обеих зонах.
В таблице 1 в качестве примера приведены данные по оценке качесіва сцепления цементного камня в нефтяных и газовых скважинах на различных месторождениях Сургутского региона.
Как видно из данных таблицы, процент качественного крепления большинства рассматриваемых нефтегазовых месторождений Сургутского региона не превышает 40-50 %. Причины этого носят сложный характер и зависят от множества факторов. Одна из причин, по мнению автора,- это отсутствие качественной очистки направленных стволов скважин от бурового раствора и «языков» твердой фазы, выпавшей из промывочной жидкости на стенки наклонных и горизонтальных скважин.
Для качественной очистки наклонного ствола скважины от бурового раствора и «языков» твердой фазы необходимо, чтобы динамическое напряжение сдви-іа буферной жидкости было более 15 Па [8]. Однако применяемая на месторождениях Сургутского региона в качестве очистительной буферной системы техническая вода, либо водные растворы НТФ, или полимеров [6,7] не обладают достаточными вытесняющими свойствами. Поэтому можно с определенной уверенностью отметить, что эти системы не позволяют решать задачи качес і венной очистки наклонных стволов нефтяных и газовых скважин от бурового раствора и особенно от образовавшихся «языков» твердой фазы, выпавшей из промывочной жидкосіи. Для этой цели необходимо разработать специальные составы структурированных буферных жидкостей.
Друїая причина, приводящая к некачественному сцеплению цементного камня со стенками скважины и обсадной колонной - это несоответствие рецептур тампонажных растворов, их физико-механических, реологических и других свойств условиям крепления скважин на месторождениях рассматриваемого региона.
Для регулирования структурно-реологических и фильтрационных параметров тампонажных растворов при креплении скважин на месторождениях Сургутскою региона в последние годы все чаще используются специальные реагенты, выпускаемые зарубежом: пластификатор - DlaceL RPM; регулятор сроков схватывания - Diacel LTR 100; понизитель фильтрации - polymer Diacel NFL; высококачественный тампонажний цемент класса «G» (по стандарту API) и др. Несмотря на это качество крепления скважин на большинстве месторождений все еще остается низким. В таблице 2 и 3 приведены рецептуры тампонажных растворов для крепления скважин на месторождениях производственных предприятиях ООО «ЛУ-КОЙЛ - Западная Сибирь» с использованием перечисленных и других материалов, разработанных в соответствующих лабораториях ООО «Когалым-НИПИнефть». Как следует из данных таблиц 2 и 3, рассматриваемые составы тампонажных растворов, применяемые на месторождениях ТПП «Когалымнеф-іегаі», «Покачевскнефтегаз», «Лангепаснефтегаз», имеют коэффициенты тиксо-тропии в большинстве случаев не превышающие 1,4, то есть они слабо тиксо-тропны. Для обеспечения седиментационной устойчивости тампонажного раствора при креплении нефтяных и газовых скважин (особенно наклонных), пре дупреждения расслоения цементной смеси и усадки цементного камня коэффи-циеш іиксогропии должен быть более 1,5 [9-12].
Кроме того, тампонажные растворы обладают высокими значениями пока-зателя фильтрации (более 70 см /ЗОмин) и водоотделения (не менее 4 мл), что в конечном итоге приводит к усадке цементного камня и образованию каналов для .заколонных перетоков пластовых флюидов. Известно, что чем ближе значения этих показателей к нулю, тем более седиментационно-устойчив тампонажный раствор и выше качество крепления скважин [9-12].
В таблице 4 приведены фактические рецептуры тампонажных растворов, применяемых при креплении нефтяных и газовых скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» [6,7].
Исследование и разработка структурированных составов буферных жидкостей
Выполнены исследования по разработке эффективных составов структурированных буферных жидкостей, обеспечивающих решение комплекса проблем по подготовке стволов скважин к цементированию, а именно: разделение тампонажного и бурового растворов, полное вытеснение промывочной жидкости из затрубного пространства, очистку ствола скважины от трудновытесняемых «языков» твердой фазы, кольматацию стенок проницаемых пластов. Кроме того, к разрабатываемым составам буферных жидкостей предъявляются дополнительные требования: простота приготовления, доступность и относительная дешевизна используемых для их получения компонентов.
Для разработки составов структурированных буферных жидкостей использовались: полимерные реагенты на основе оксиэтилцеллюлозы, структурирующая добавка - сернокислый алюминий A SO b и кольматант ИККАРБ-75. В процессе исследований установили закономерности влияния добавок сернокислого алюминия на структурно-реологические свойства водных растворов полимерных реагентов Finn fix «НС» и TYLOSE Е29651.
Параметром оптимизации являлось значение динамического напряжения сдвига буферных жидкостей. Для обеспечения полного вытеснения бурового раствора и «языков» твердой фазы, выпавшей из промывочной жидкости, значения динамического напряжения сдвига буферной жидкости подбирались не менее 15,0 Па [8]. Переменными факторами являлись концентрации полимера и сернокислого алюминия.
Исходя из наличия слабых энергетических возможностей продуктивных пластов с низкими давлениями на месторождениях Сургутского региона, основным требованием к разрабатываемым составам буферных жидкостей принималась минимизация отрицательного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов в процессе крепления эксплуатационных колонн. Для достижения этой цели важным фактором является регулирование фильтрационных показателей разрабатываемых структурированных буферных жидкостей, создание на стенках скважины непроницаемой корки и выбор эффективного способа решения поставленных задач. Для этих целей был использован тонкодисперсный материал ИККАРБ-75, который эффективно применяется в промысловой практике для получения безглинистых буровых растворов на биополимерной основе.
Приготовление буферной жидкости производилось следующим образом. В лабораторной мешалке готовили водный раствор сернокислого алюминия путем рас-іворения его в технической воде при температуре 50-60С и перемешивания до полного растворения в течение 10 минут. Затем вводился полимерный реагент и полученная смесь перемешивалась в течении 15 минут. После, при постоянном перемешивании, добавляли реагент ИККАРБ-75. Через 5-Ю минут перемешивания после достижения равномерного распределения реагента ИККАРБ-75 по всему объему измерялись свойства полученной буферной жидкости.
Результаты исследований зависимости структурно-реологических свойств полученных буферных жидкостей от концентрации сернокислого алюминия приведены в таблице 9 и на рисунках 2 и 3. По результатам этих исследований рассчитаны линейные уравнения регрессии при следующих составляющих ингредиентах: A12(S04)3 (Х2 - в интервале дозировок 0,01-0,075 % от массы цемента) и TYLOSE Е29651 (X]- в интервале дозировок 0,2-0,5% от масса цемента).
Пластическая вязкость, Пас-10 3:
Yn = 11,2 + 1,8-Xi + 6,2-Х2 + 0,3-ХГХ2 (13)
Предельное динамическое напряжение сдвига (ДНС), Па:
YT = 114,75 + 19,25-Xj + 89,25 + 47-XrX2 (14)
Из приведенных в таблице 9 данных и знаков при переменных полученных уравнений (13) и (14) видно, что во всех случаях наблюдается практически пропорциональная зависимость изменения значения предельного ДНС от содержания сернокислого алюминия (Хг). Пропорциональная зависимость значений реолої ических параметров полученных составов наблюдается и от концентрации полимерного реагента (Xt), однако, в меньшей степени.
Высокие значения эффекта взаимодействия (Xi и Х2) говорят о взаимоусилении действия реагентов при одновременном их введении, то есть при этом достигается синергетический эффект. Например, добавки 0,01-0,075%-ных растворов А12(5С»4)з в 0,2%-ный раствор полимерного реагента Finn fix «НС» позволяют увеличивать значения ДНС до 15,0-17,5 Па, а в 0,5%-ные растворы Finn fix «НС» - до значений 17,5-23,5 Па. Добавки 0,05-0,10%-ных растворов АЬ О з в 0,3-0,5%-ные растворы реагента Ту lose Е29651 также приводят к повышению значения ДНС до 18,0-23,2 Па.
Благодаря высоким значениям реологических характеристик разработанные буферные жидкости играют роль высоковязких пробок, которые предотвращаю і смешивание бурового и тампонажного растворов в процессе цементирования скважины со всеми вытекающими из этого положительными результатами.
Введение A12(S04)3 в исследуемые растворы полимеров позволяет увеличить значение динамического напряжения сдвига буферной жидкости до 5-8 раз.
Приведенные рисунки 2, 3 и далее по тексту кривые отображают результаты математической обработки полученных экспериментальных данных с применением компьютерных программ [79,80].
Для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе цементирования в качестве коркообразующей добавки для буферных жидкостей автором, как отмечено, использован кольматирующий наполнитель ИККАРБ-75. Добавка ИККАРБ-75 благодаря образованию плотной непроницаемой карбонатной корки на стенках скважины позволяет предотвратить отфильтровывание жидкости, как из буферной смеси, так и из тампонажного раствора. Корка, содержащая карбонаты, хорошо сцепляется с цементным камнем и легко удаляется, вследствие хорошей растворимости при солянокислотных обработках в процессе вторичного вскры-1 ия продуктивного пласта.
Следует отметить, что без сернокислого алюминия показатель фильтрации полимерного водного раствора, замеренный прибором ВМ-6, достигает значений 15-19 см3/30мин. Добавка сернокислого алюминия снижает показатель фильтрации исследуемых растворов практически до нуля, что также позволяет сохранить свойства самой буферной жидкости и коллекторские свойства продуктивного пласта.
Все полученные рецептуры структурированных составов буферных жидкостей по своим параметрам удовлетворяют требованиям качественного вытеснения промывочной жидкости и удаления «языков» твердой фазы из ствола в процессе крепления направленных стволов нефтяных и газовых скважин.
При применении структурированной буферной жидкости ее необходимый объем в соответствии с требованиями, приведенными в работе [48], соответствует 15 % от объема тампонажного раствора, используемого для крепления скважины в случае применения нижней разделительной пробки. Например, для скважин глубиной 2700-3000 метров при креплении эксплуатационных колонн на месторождениях Сургутского региона объем буферной жидкости принимается 6-\0 м3. Требуемые объемы структурированных буферных жидкостей зависят от диаметра скважины и обсадной колонны, и они должны уточняться в каждом конкретном случае.
Исследования физико-механических свойств цементного камня нормальной плотности с комплексными добавками
При креплении направленных нефтяных и газовых скважин необходимо обеспечить качественное разделение тампонажного и бурового растворов; полное вытеснение промывочной жидкости из затрубного пространства; очистку направленного ствола от «языков» твердой фазы, выпавшей из бурового раствора; сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. С этой целью предлагается использовать разработанные автором составы структурированных буферных жидкостей с кольматирующими свойствами.
Образование «языков» твердой фазы, выпавшей из бурового раствора, особенно интенсивно протекает в направленных скважинах с углами 45-60 градусов. Кроме того, с увеличением кривизны скважин они труднее вымываются [8]. Поэтому, для скважин с углами искривления более 40 градусов, предлагается использовать высоко структурированные буферные жидкости, соответствующие рецептурам, приведенным выше в таблице 9:
- «Tylose E29651(0,5%)+A]2(SO4)3(0,I0%)+HKKAPB-75(10%)» -обеспечивает значения динамического напряжения сдвига до 23,2 Па, нулевую водоотдачу и предотвращает кольматацию продуктивного пласта;
- «finn fix «HC»(0,5%)+Al2(SO4)3(0,075%) + ИККАРБ-75(10%)»- обеспечивает значения динамического напряжения сдвига до 23,5 Па, нулевую водоотдачу и предотвращает кольматацию продуктивного пласта.
Для скважин с углами искривления до 40 градусов образование «языков» твердой фазы, выпавшей из бурового раствора, менее интенсивно. Поэтому возможно использовать менее вязкие рецептуры разработанных составов буферных жидкостей:
- «Tylose E29651(0,2%)+Al2(SO4)3(0,10%)+HKKAPB-75(10%)», обеспечивает значения динамического напряжения сдвига 15,0 Па, нулевую водоотдачу и кольматацию продуктивного пласта;
- «finn fix «НС»(0,3%) + А12(8О4)з(0,025%) + ИККАРБ-75(10%)», со значениями динамического напряжения сдвига 18,0 Па, нулевой водоотдачей и обеспечивающей кольматацию продуктивного пласта.
«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» предписывают использовать в интервале крепления продуктивного пласта и на 150 м выше тампонажные растворы нормальной плотности. Для качественной изоляции продуктивных пластов в нефтяных и газовых скважинах, получения прочного, низкопроницаемого цементного камня из тампонажного раствора нормальной плотности предлагается обрабатывать его комплексной добавкой «CFAT». Лабораторные исследования, приведенные в таблице 23 показали, что концентрация в там-понажном растворе комплексной добавки «CFAT» 0,9-1,5 % от массы цемента обеспечивает снижение газопроницаемости практически до нуля.
Комплексная добавка «CFAT» при введении в тампонажный раствор снижает значение его динамического напряжения сдвига до 1,5 Па, что обеспечивает снижение гидродинамических давлений в процессе крепления скважины и предупреждает гидроразрывы слабых пластов.
При креплении наклонных стволов в нефтяных и газовых скважинах особенно интенсивны седиментационные процессы в тампонажных растворах, то есть существует необходимость использования в интервале продуктивного пласта и выше тиксотропных, седиментационно-устойчивых тампонажных растворов.
Из разработанных составов тампонажных растворов оптимальной для этой цели является рецептура с комплексной добавкой «СТА» с содержанием ее 2-2,5 % от массы цемента. Последняя повышает коэффициент тиксотропии тампонажного раствора в 2,5-4 раза, прочность на изгиб цементного камня увеличивается на 10-20% по сравнению с цементным камнем из тампонажных растворов без добавок. Кроме того, цементный камень с добавкой «СТА» является безусадочным и, как следует из данных таблицы 16 и 21, обладает повышенными адгезионными свойствами.
С целью избежать поглощения тампонажного раствора и гидроразрывов сла 106
бых пластов на рассматриваемых месторождениях предлагаются следующие варианты использования разработанных составов тампонажных растворов:
1. Использование для крепления интервала продуктивного пласта тампонажного раствора нормальной плотности, а выше - облегченного плотностью 1420 , кг/м3 или 1370 кг/м3, обработанных комплексной добавкой «CFT» или «CFAT», обеспечивающей минимальные структурно-реологичесие параметры цементных смесей и соответственно минимальные гидродинамические давления в процессе цементирования скважины.
2. Использование для крепления интервала продуктивного пласта тампонажного раствора нормальной плотности, а выше - легкого, плотностью 1250 кг/м3 или 1280 кг/м3, обработанных комплексной добавкой «CFT» или «CFAT» в условиях, когда пластовые давления настолько малы, что при креплении требуется снижение плотности цементного раствора ниже 1300 кг/м3.
3. Использование для крепления скважин только облегченного тампонажного раствора, плотностью 1550 кг/м или плотностью 1420 кг/м , обработанного комплексной добавкой «CFT», обеспечивающей цементному камню высокую прочность, равную прочности цементного камня, сформированного из тампонажного раствора нормальной плотности без добавок.
Все предложенные выше рецептуры тампонажных растворов обладают нулевым водоотделением, низкими значениями водоотдачи (не более 10-12 см3/ ЗОмин) и растекаемостью, в пределах 180-220 мм, что позволяет избежать загрязнения коллектора фильтратом тампонажного раствора, предотвратить усадку це-ментного камня и в конечном итоге повысить качество крепления скважин.
Для выполнения мероприятий, приведенных в первом варианте, рекомендуется использовать следующие рецептуры разработанных тампонажных растворов. При необходимости получения высокопрочного цементного камня из облегченного раствора (с прочностью, равной прочности цементного камня из тампонажного раствора нормальной плотности без добавок) в цементную смесь с 20 % микросфер рекомендуется вводить комплексную добавку «CFT» в количестве 1,2-1,8 % от массы цемента. Это позволит снизить значение динамического напряжения сдвига тампонажной смеси, плотностью 1420 кг/м3, с 29,8 до 0,4 Па, повысить прочность7 цементного камня при изгибе в 2-3,5 раза по сравнению с камнем, например, из гельцемента. Тампонажний раствор нормальной плотности, применяемый вместе с облегченным раствором, также обрабатывается комплексной добавкой «CFT» в количестве 1,5-2,0 % от массы цемента. Это обеспечит повышение прочности це , ментного камня при изгибе на 40-70 % и снизит динамическое напряжение сдвига тампонажного раствора до 0,7-1,5 Па. Для получения низкопроницаемого безусадочного цементного камня из облегченного седиментационно-устойчивого тампонажного раствора рекомендуется использовать цементную смесь с 20% микросфер с комплексной добавкой «CFAT» в количестве 0,8-1,2 % от массы цемента. Указанная комплексная добавка обеспечивает возможность снижения динамического напряжения сдвига облегченного тампонажного раствора плотностью 1370 кг/м3 до 1,0-1,2 Па, повышает его тиксотропные свойства в 2-3 раза и обеспечивает практически нулевую газопроницаемость полученного цементного камня (в 5-10 раз ниже, чем у цементного камня из тампонажного раствора нормальной плотности без добавок). Это обеспечивает облегченному цементному камню высокие изоляционные характеристики. Тампонажный раствор нормальной плотности, применяемый вместе с облегченным раствором, также обрабатывается комплексной добавкой «CFAT» в количестве 0,8-1,2% от массы цемента.
Для выполнения мероприятий по второму варианту интервал продуктивного пласта рекомендуется цементировать седиментационно-устойчивым составом тампонажного раствора нормальной плотности с комплексной добавкой «CFAT» в количестве 0,8-1,2% от массы цемента.
Область применения разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин
1. Выполненный анализ промыслового материала показал, что очень высок процент (40% и более) некачественного крепления нефтегазовых скважин на месторождениях Сургутского региона, что вызвано:
- применением буферных жидкостей, не обеспечивающих разделение тампонажного и бурового растворов, полное вытеснение из затрубного пространства промывочной жидкости, удаление трудновытесняемых «языков» твердой фазы;
- применением рецептур тампонажных растворов, не обладающих необходимыми физико-механическими, реологическими и фильтрационными свойствами для предупреждения седиментационных процессов и получения качественной крепи.
2. Для повышения качества крепления скважин выполнены исследования и разработаны:
- структурированные буферные жидкости, обладающие одновременно коль-матирующими и структурно-реологическими свойствами, обеспечивающие разделение тампонажного и бурового растворов, очистку ствола от промывочной жидкости и «языков» твердой фазы, кольматацию коллектора и повышение качества сцепления цементного камня со стенками скважины;
- комплексные добавки, названные «СТА», «CFT» и «CFAT», позволяющие получить седиментационно-устойчивые тиксотропные тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие с низким показателем фильтрации, нулевым водоотделением, высокими реологическими свойствами и безусадочный, низкопроницаемый, прочный цементный камень с высокими адгезионными свойствами.
- технология приготовления тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного с разработанными комплексными добавками, которая обеспечивает: предупреждение загустевания и преждевременного схватывания тампонажного раствора в процессе цементирования; однородность цементной смеси; предотвращение всплытия микросфер в процессе закачки и ожидания затвердевания цементной смеси и получение заданных свойств цементного камня.
3. Предложен гидрофобный реагент на основе аминов для снижения водопо-требности микросфер.
4. Выполнены опытно-промышленные испытания, которые подтвердили результаты лабораторных исследований и эффективность предложенных составов
t сфуктурированных буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.
5. Рассчитанный экономический эффект от внедрения предложенных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов на трех скважинах за одинюд в результате удешевления стоимости тампонажного раствора, сокращения за трат за счет увеличения межремонтного периода эксплуатации скважин, получения дополнительной добычи нефти составил 1870476 рублей.
