Содержание к диссертации
Введение
1 Влияние технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов 16
1.1 Анализ причин ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин 16
1.2 Влияние свойств буровых и тампонажных растворов на качество разобщения пластов и их естественную проницаемость 26
1.3 Оценка результатов применения жидкостей глушения при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважинах предприятий ОАО «Газпром» с позиций сохранения коллекторских свойств пласта 31
1.4 Сохранение коллекторских свойств пласта применением биополи-мерных систем при заканчивании и ремонте скважин 41
1.5 В ы в о д ы 44
2 Разработка методов коррозионных испытаний и исследования тампонажных цементов в сероводород- содержащих агрессивных средах 46
2.1 Состояние крепи скважин в условиях сероводородной агрессии 46
2.1.1 Влияние сероводорода на крепь скважины 46
2.1.2 Сероводородная коррозия цементного камня 49
2.1.3 Роль цементного камня в предохранении обсадных колонн от наружной коррозии 56
2.2 Разработка методов коррозионных испытаний 62
2.2.1 Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду 62
2.2.2 Метод исследования сероводородостойкости цементного камня при повышенных температурах, давлениях и концен трациях агрессивной среды Л 64
2.2.3 Метод оценки защитных свойств цементного камня при действии сероводородсодержащих агрессивных сред 68
2.2.4 Метод определения рационального содержания ингибирующей добавки в жидкой фазе гидратирующихся цементов 72
2.3 Исследования сероводородостойкости тампонажных цементов 75
2.3.1 Ингибирующие добавки к тампонажным растворам 75
2.3.2 Исследования защитных свойств ингибиторов 78
2.3.3 Исследования сероводородостойкости цементного камня из тампонажных материалов различных типов 85
2.3.4 Влияние ингибитора ВФПМ на технологические свойства тампонажных растворов 103
2.4 В ы в о д ы 110
3 Разработка коррозионно-стойких тампонажных материалов, цементных растворов и ингибирующих добавок 113
3.1 Коррозионно-стойкие тампонажные материалы 113
3.1.1 Тампонажные цементы на основе никелевых шлаков 113
3.1.2 Тампонажный материал на основе отхода строительного производства 120
3.1.3 Тампонажный материал с сидеритом для крепления скважин в условиях АВПД 129
3.2 Цементные растворы для условий сероводородной агрессии и способы их получения 135
3.3 Ингибирующие добавки для повышения защитных свойств цементного камня 147
3.4 Выводы 152
4 Разработка реагентов и тампонажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин 155
4.1 Повышение качества разобщения пластов путём физико-химического модифицирования тампонажных растворов 155
4.2 Разработка комплексных реагентов и совершенствование свойств тампонажных растворов 159
4.2.1 Реагенты на основе фосфоновых комплексонов 160
4.2.2 Реагент с кремнийорганическим компонентом 166
4.2.3 Реагент на основе отхода производства ланолина 172
4.2.4 Реагент-пластификатор 177
4.3 Разработка тампонирующих материалов для изоляции притока пластовых вод 182
4.3.1 Тампонирующие составы для изоляции водопритоков 183
4.3.2 Технология проведения водоизоляционных работ с предварительным блокированием продуктивного пласта 190
4.4 Выводы 194
5 Исследования и разработка блокирующих жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД 197
5.1 Наполнители растительного происхождения для временного бло-кирования продуктивных пластов 197
5.1.1 Обоснование применения наполнителей в технологических жидкостях для ремонта скважин с АНПД 197
5.1.2 Характеристика и свойства разработанных растительных на-полнителей 208
5.2 Исследования и разработка пеноэмульсий с растительными наполнителями 218
5.2.1 Влияние физико-химических свойств торфа на блокирующую способность пеноэмульсионных систем 218
5.2.2 Исследования технологических свойств и разработка составов блокирующих жидкостей с наполнителями 223
5.2.3 Оценка фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями 241
5.2.4 Сравнительные испытания технологических свойств пеноэмульсий с различными наполнителями 247
5.2.5 Исследования влияния вида наполнителя и технологии приготовления блокирующей жидкости на ее свойства 252
5.3 Исследования и разработка инвертных эмульсий с наполнителем АПТОН-РС 260
5.4 Выводы 266
Основные выводы и рекомендации 268
Список использованных источников 273
- Анализ причин ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин
- Роль цементного камня в предохранении обсадных колонн от наружной коррозии
- Тампонажный материал на основе отхода строительного производства
- Повышение качества разобщения пластов путём физико-химического модифицирования тампонажных растворов
Введение к работе
Ускорение технического прогресса и экономики Российской Федерации в значительной степени зависит от темпов развития газовой промышленности, являющейся одной из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса страны.
Обеспечение роста добычи газа зависит как от сокращения сроков разведки и освоения новых месторождений, так и от более полного использования эксплуатационного фонда скважин месторождений, находящихся в разработке.
Вовлечение в разработку новых месторождений, в том числе со специфическими условиями заканчивания скважин: АВПД, наличие в газе сероводорода (таких в РФ открыто 162), — где цементирование скважин сопровождается осложнениями, требует разработки новых тампонажных материалов и растворов с соответствующими этим условиям свойствами.
Очевиден тот факт, что обеспечение надежного изоляционного комплекса скважин с наличием в продукции сероводорода, особенно при таком его высоком содержании в газе, как на Астраханском ГКМ (до 25 об. %), представляет определенные трудности из-за его чрезвычайно агрессивного влияния как на состояние цементного камня, так и контактирующего с последним металла обсадных труб, с поверхностью которых газ взаимодействует из-за некачественного цементирования или проникновения в результате капиллярно-пористой структуры цементного кольца.
Цементный камень, являясь диффузионным барьером, предотвращает непосредственный контакт пластовых флюидов с колонной. С течением времени в тампонажном материале при воздействии агрессивных сред происходят физико-химические процессы, снижающие устойчивость металла под цементной оболочкой, и он начинает корродировать. Коррозия колонн и нарушение герметичности затрубного пространства при разрушении цементного камня приводят к возникновению межпластовых перетоков и заколонных газопроявлений, что недопусти-
мо с позиций охраны недр и природной среды от последствий вредного влияния сероводорода.
Применение коррозионно-стойких тампонажных материалов при цементировании скважин в условиях сероводородной агрессии является лишь частью решения проблемы повышения надежности крепи, так как коррозионно-стойкий цементный камень, представленный низкоосновными минералами и имеющий пониженное значение рН поровой жидкости, не обеспечивает устойчивого состояния металлоконструкций при действии сероводорода. Поэтому особую актуальность представляет комплексное решение задачи: получение цементного кольца повышенной коррозионной стойкости и обеспечение эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии.
В связи с отсутствием методов коррозионных испытаний цементного камня в сероводородных средах с учетом термобарических условий скважин для объективной оценки коррозионной стойкости цементного кольца в реальных скважинах актуальным является вопрос разработки устройств и способов для проведения таких исследований.
Помимо создания коррозионно-стойких тампонажных материалов с высокими защитными свойствами к металлу труб для крепления скважин с сероводород-содержащей продукцией, нерешенной остается задача качественного разобщения пластов при строительстве газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ІГХГ, наиболее распространенным осложнением которого являются заколонные флюидопроявления. Практика показывает, что одной из основных причин этого является применение тампонажных растворов, технологические свойства которых требуют совершенствования. Поэтому модифицирование тампонажных растворов физико-химическими методами: обработкой комплексными реагентами с целью придания им меньшей водопотребности, получения седиментационно-устойчивых тиксотропных систем с низкой водоотдачей, образующих при твердении прочный малопроницаемый цементный камень, является малозатратным и перспективным направлением.
Учитывая, что важное место в выполнении программы обеспечения роста добычи газа занимают работы по повышению эффективности разработки истощенных месторождений, направленные на максимальное извлечение углеводородного сырья из недр и соответственное увеличение конечного коэффициента газокон-денсатоотдачи месторождений, чрезвычайно актуальной является задача повышения качества ремонтных работ газовых и газоконденсатных скважин. Так как большинство месторождений находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся АНПД, обводнением скважин, разрушением ПЗП с образованием в ней каверн и песчаных пробок в стволе скважин, целесообразным в направлении повышения качества РВР таких скважин является применение рабочих и промывочных систем, а также жидкостей глушения, минимально воздействующих на продуктивный пласт и способствующих сохранению его ФЕС.
Поскольку предлагаемая диссертационная работа посвящена решению комплекса задач, направленных на совершенствование заканчивания скважин и их капитального ремонта, ее тема является актуальной и перспективной, а разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных условиях имеет важное народнохозяйственное значение.
Целью работы является повышение качества заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях путем применения тампонажных материалов и технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение коллек-торских свойств продуктивных пластов и увеличение производительности скважин.
В соответствии с поставленной целью решались следующие основные задачи:
1. Оценка влияния технологических жидкостей для заканчивания и ремонта
скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов.
Изучение влияния сероводорода на крепь скважины.
Разработка методов коррозионных испытаний и исследование сероводоро-достойкости тампонажных цементов.
Разработка коррозионно-стойких тампонажных материалов и ингибиро-ванных цементных растворов для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии.
Разработка комплексных реагентов и модифицированных тампонажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.
Разработка блокирующих жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД.
Методы исследований основаны на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных экспериментальных, стендовых, промысловых и аналитических исследований с использованием современных приборов и оборудования, в том числе и специально созданного, математических методов и моделирования на ЭВМ.
Научная новизна диссертации заключается в том, что на основании теоретического обобщения результатов экспериментальных исследований разработаны научно обоснованные технические решения, позволяющие достигнуть значительного прогресса в направлении повышения качества заканчивания и ремонта газовых (газоконденсатных) скважин и обеспечения их высокой производительности в процессе эксплуатации.
Обоснованы и разработаны методики коррозионных испытаний цементного камня, позволяющие оценить его активность к сероводороду и обеспечивающие проведение исследований в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды.
Установлено, повышенная коррозионная стойкость к сероводороду тампонажных материалов на основе никелевого шлака и циклонной пыли-уноса обусловлена образованием при их твердении термодинамически устойчивых в кислых средах низкоосновных продуктов гидратации.
Теоретически обоснована и экспериментально установлена эффективность применения ингибиторов на основе отходов производства морфолина для повы-
шения сероводородостойкости цементного камня и одновременной защиты поверхности обсадных колонн от сероводородной коррозии, обусловленная термостойкостью ингибиторов, их сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой тампонажных растворов.
Определено, что модифицированные комплексными реагентами тампонаж-ные растворы с повышенной тиксотропией и антифильтрационными свойствами обеспечивают сохранение естественной проницаемости коллекторов в условиях АНПД в результате предварительной закачки блокирующего агента перед изоляционной композицией в процессе заканчивания и ремонта скважин.
Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность повышения блокирующих свойств биополимерных систем с пониженной плотностью при совместном применении биополимера Ритизан (шт. Acinetobacter Sp.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. Xantomonas campestris) - КМК-БУР2 с ПАВ.
Определено, что технологические жидкости на биополимерной основе для заканчивания и ремонта скважин способствуют повышению эффективности проводимых работ с сохранением коллекторских свойств пласта в результате синер-гетического эффекта взаимодействия компонентов, обуславливающего снижение проникновения жидкостей в призабойную зону за счет улучшения их структурно-реологических показателей и антифильтрационных свойств.
Установлено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей обеспечивается толерантностью их ингредиентов к модифицированным наполнителям растительного происхождения, а повышение эффективности глушения скважин в процессе РВР с сохранением ФЕС продуктивных пластов обусловлено совокупностью свойств жидкости — носителя и наполнителя, образующих плотный закупоривающий экран с армирующим каркасом.
Основные защищаемые положения:
Методы коррозионных испытаний цементного камня.
Результаты исследований коррозионной стойкости цементного камня из различных вяжущих в термобарических условиях скважин.
Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и ингибированные тампо-нажные растворы для условий сероводородной агрессии.
Комплексные реагенты и модифицированные тампонажные растворы для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.
Блокирующие жидкости с наполнителями для глушения скважин с АНПД.
Практическая значимость работы определяется соответствием направлений исследований составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в т.ч. отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области бурения, капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ.
Разработан комплекс технических решений, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин:
Устройства и методы коррозионных испытаний цементного камня, в том числе в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды (А.с. СССР 747281, 813201).
Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и растворы, применение которых способствует повышению качества крепления и надежности эксплуатации скважин в условиях сероводородной агрессии (А.с. СССР 814919, 1160773, 1187405, 1258031, 1403695, 1453969, 1466310, 1496356, 1556160, 1595057, 1595058).
Ингибирующие добавки в тампонажный раствор, обеспечивающие высокую степень защиты металла обсадных колонн от сероводородной коррозии (А.с. СССР 1114008, 1193960, 1275887, 1347539, 1452063, 1469779, 1485625, 1533259).
Комплексные реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов, применение которых способствует получению седиментационно-устойчивых тиксотропных дисперсных систем с низкой водоотдачей (А.с. СССР 1773093, 1839039, 1839040, пат. РФ 2013524, 2033519).
Тампонажные растворы для водоизоляционных работ (пат. РФ 2035585) и способ изоляции притока подошвенных пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах при АНПД (пат. РФ 2121569).
Наполнители для блокирующих жидкостей, применение которых при глушении скважин с АНПД в процессе РВР способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов (пат. РФ 2330055).
Составы технологических жидкостей с наполнителями растительного происхождения для ремонта скважин в условиях АНПД, обеспечивающие повышение качества РВР с восстановлением дебитов скважин на уровне доремонтных значений (пат. РФ 2152973, 2205943, 2606720, 2245441, 2266394).
Разработанные с участием диссертанта методы коррозионных испытаний цементного камня обеспечили проведение исследований при разработке тампонаж-ных цементов организациями-соисполнителями задания ГКНТ и Госплана СССР ОЦ.005.11.01 "Создать и освоить в производстве коррозионно-стойкий тампонаж-ный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии", в выполнении которого участвовали: б. СевКавНИИгаз, Волго-УралНИПИгаз, Вол-гоградНИПИнефть, ВНИИгаз и ВНИИКрнефть с координирующей ролью Сев-КавНИИгаза.
Разработка «Способ коррозионных испытаний цементного камня в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода» экспонировалась в павильоне «Газовая промышленность» Всероссийского выставочного центра и удостоена серебряной медали.
Результаты выполненных работ нашли отражение в 15 регламентирующих документах, определяющих правила и технологию работ по заканчиванию и капитальному ремонту скважин на различных месторождениях и ПХГ.
Результаты проведенных соискателем исследований и разработки, выполненные по теме диссертации, внедрены при строительстве сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ, месторождений Саман-Тепе и Советабад в Восточной Туркмении, использованы при цементировании эксплуатационных колонн Северо-Ставропольского ПХГ, а также при капитальном и текущем ремонтах газовых скважин на месторождениях и ПХГ в условиях АНПД: в ООО "Уренгой-газпром", "Тюментрансгаз", "Ноябрьскгаздобыча", "Ямбурггаздобыча", "Надым-газпром", "Кавказтрансгаз", "Газпром ПХГ".
Разработки по теме диссертации могут быть использованы при заканчивании и ремонте не только газовых (газоконденсатных) скважин, но и нефтяных с соответствующими геолого-техническими условиями.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных, Всероссийских и региональных совещаниях, конференциях и симпозиумах: науч.-практ. конф. "Проблемы и перспективы развития сверхглубокого бурения", Грозный, 1982; XVII Всесоюзном симпозиуме "Реология бетонных смесей и ее технологические задачи", Юрмала, 1982; П зональной науч.-техн. конф. по проблемам нефтяной и газовой промышленности Северного Кавказа, Ставрополь, 1983; Всесоюзной конф.-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине", пос. Дивноморский Краснодарского кр., 1984; на Ш науч.-практ. конф. "Повышение эффективности науч.-иссл. работ в решении задач газодобывающей отрасли ТССР", Ашхабад, 1984; VI Республ. конф. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов, ИКХХВ АН УССР, Киев, 1985; VI науч.-практ. конф. "Оптимальные методы разработки сероводородсо-держащих месторождений газа", Ашхабад, 1986; IV конф.-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине", Краснодар, 1987; VIII науч.-практ. конф. "Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении", Ашхабад, 1988; XXVI науч.-техн. конф. СтГТУ, Ставрополь, 1996; I Per. науч.-техн. конф. "ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону", СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межрег. науч.-техн. конф. по проблемам газовой промышленности России, СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ", Кисловодск, 2003; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин", Кисловодск, 2004; XIII науч.-практ. конф. МУС "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири", ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 2004; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти", Кисловодск, 2005-2008.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 160 печатных работ, в том числе авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ — 46.
Объем работы. Диссертация изложена на 300 страницах машинописного текста, включает 64 таблицы и 49 рисунков. Работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 213 наименований и приложения.
В работе освещается состояние вопросов по решаемым задачам, приводится анализ влияния дисперсных систем для заканчивания и ремонта скважин на кол-лекторские свойства продуктивных пластов, описание созданных методик и результатов исследований по разработке коррозионно-стойких в сероводородных средах тампонажных материалов, ингибирующих добавок и ингибированных тампонажных растворов; комплексных реагентов и эффективных седиментацион-но-устойчивых цементных растворов с пониженной водоотдачей для улучшения качества разобщения пластов и повышения производительности скважин при за-канчивании и ремонте; технологических жидкостей для ремонта скважин в осложненных геолого-технических условиях (АНПД), применение которых способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов; приводится обоснование экономической эффективности практического применения разработок в производстве.
Работа является результатом многолетнего творческого сотрудничества автора с исследователями ОАО «СевКавНИПИгаз» и специалистами других научных организаций, которым автор выражает глубокую благодарность.
Соискатель благодарит сотрудников предприятий ОАО «Газпром», оказавших содействие в проведении опытно-промышленных испытаний и внедрении разработок в производство.
Анализ причин ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин
Пористые среды различного типа обладают определенными фильтрационными свойствами. Поэтому на всех стадиях строительства, эксплуатации и ремонта скважин происходит проникновение технологических жидкостей и материалов в поровое пространство продуктивных пластов, приводящее к существенному снижению продуктивности скважин.
В многочисленных обзорах и монографиях [1—6] проанализированы причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП. В зависимости от природы снижения проницаемости ПЗП все они, с определенной долей условности, сгруппированы в четыре группы: механические загрязнения; физико-литологические; физико-химические; термохимические [7].
К первой группе относятся причины, обусловливающие механическое загрязнение ПЗП, прежде всего твердыми частицами бурового и промывочного растворов. При вторичном вскрытии пласта с использованием глинистых растворов на водной основе на месторождениях ООО "Надымгазпром" степень загрязненности пласта составляла через один месяц после освоения 36-67 %, а через год — 22— 50 % [8]. По данным ВНИИнефти, на месторождениях Западной Сибири и Мангышлака в результате воздействия на пласт глинистого раствора с водоотдачей 8-10 см3/30 мин фильтрат проникает на глубину 2—3 м за двое суток и на 8 м за 1-5 мес, что ведет к ухудшению проницаемости ПЗП в 1,6-22,6 раза. Зона ухудшенной проницаемости простирается в радиусе 6,5—13,6 м.
Из анализа результатов использования буровых растворов и других дисперсных систем с твердой фазой следует, что наиболее проницаемая часть коллектора заблокирована твердыми частицами. И хотя глубина кольматации при этом небольшая (2-40 мм), именно последние закупоривают пористую среду на 75-100 %, ускоряя при этом и процесс кольматации в целом. Особенно неблагоприятное влияние оказывают жидкости высокой плотности, утяжеленные баритом и другими химически трудно удаляемыми веществами.
Для исключения неблагоприятного влияния твердой фазы на месторождениях с низким пластовым давлением часто применяют пластовую или техническую воду. Однако техническая вода, используемая на промыслах, всегда содержит от 50 до 250 мг/л тонкодисперсных взвешенных частиц, являющихся эффективными кольматантами, снижающими проницаемость ПЗП в кратное число раз. В процессе инфильтрации пластовой жидкости отфильтровавшиеся из воды илистые частицы смещаются и закупоривают фильтрационные каналы по типу обратного клапана. Обычно этот же эффект достигается в процессе эксплуатации скважин вследствие закупорки пористой среды минеральными частицами, привносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.
Технологические растворы на водной основе могут ухудшать проницаемость ПЗП вследствие воздействия воды на цемент и скелет породы. Эта физико-лйтологическая группа причин особенно активно проявляется при фильтрации или прорыве слабоминерализованной пластовой воды в продуктивные пласты, сцементированные легко набухающими глинистыми частицами. При контакте пресной воды с отдельными минералами может происходить их разложение, ионный обмен и, как результат, изменение размеров частиц и перекрытие фильтрационных каналов. Проникновение в ПЗП большого количества водного фильтрата приводит к растворению, переносу и вторичному отложению солей.
С целью предотвращения набухания глин в основном используют солевые растворы. В промысловой практике наибольшее распространение получили хлориды кальция, натрия и калия, а в условиях с повышенными пластовыми давлениями - хлориды, бромиды и нитраты кальция и цинка или их смеси [9]. Вместе с тем, многочисленными исследованиями установлено, что получение на промыслах чистых солевых растворов весьма проблематично и дорого, так как в технической воде и солях, используемых для приготовления растворов, концентрация взвешенных частиц и твердых примесей достигает больше 1 г/л [10]. В то же время содержание твердой фазы в растворе уже в концентрации 1-15 мг/л, визуально не определяемое в промысловых резервуарах, вызывает снижение проницаемости кернов на 90 %. Причем восстановление удается провести в лабораторных условиях лишь на 10-50 %. Следовательно, неочищенные солевые растворы более опасны для продуктивного пласта, чем глинистые дисперсии [3].
Помимо кольматации пористой среды твердыми частицами, в промысловых условиях при использовании солевых растворов наблюдается существенное снижение продуктивности скважин из-за высокой фильтрации и глубокого проникновения водных растворов в продуктивный пласт, образования ими гидратных и эмульсионных пробок, кристаллизации и осаждения солей в пористой среде. За-частую, объемы растворов при таком глушении скважин достигают 160—1200 м [11]. В результате этого освоение скважин затягивается до 3-10 сут, а первоначальные коэффициенты продуктивности или не восстанавливаются, или достигаются через 3-7 месяцев непрерывной эксплуатации [11, 12].
Роль цементного камня в предохранении обсадных колонн от наружной коррозии
Проблема сохранения проницаемости ПЗП становится все более актуальной в связи с увеличением объемов бурения горизонтальных и наклонно направленных скважин. Анализ буровой практики показывает, что у каждой второй скважины коллекторские свойства пласта при освоении снижаются вдвое, а у каждой десятой - на 90 % и более. При этом только 54 % скважин осваиваются успешно, в то время как за рубежом этот показатель на 30 % выше [42].
Такое отставание, по мнению ряда специалистов (В.А. Амиян, Б.А. Андресон, М.Р. Мавлютов, А.И. Пеньков, Н.Р. Рабинович, В.И. Токунов и др.), обусловлено не только геологическими, но и технологическими просчетами в выборе типа бурового раствора и оценке его влияния на коллекторские свойства продуктивного пласта.
Анализом технической и патентной литературы, проведенным соискателем, установлено, что в последнее время возрос интерес к применению биополимерных растворов для бурения скважин, особенно с горизонтальным и наклонным окончанием. Расширяющийся объем их использования связан с уникальной способностью экзополисахаридов к изменению в широком диапазоне реологических и фильтрационных свойств: только биополимерные растворы способны резко снижать гидравлическое сопротивление при турбулентном режиме течения, тем самым уменьшая динамическое давление и негативное воздействие жидкости на пласт [42].
В классе биополимеров микробного происхождения наиболее распространены полисахариды ксантанового ряда, производимые за рубежом. Например, для получения буровых растворов со стабильными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами, обеспечивающих качественное вскрытие продуктивных пластов при сохранении проницаемости призабойной зоны, используются ксантановые биополимеры «Кет X» производства фирмы «Kem Tron Ink» и «Alknol - 1602», выпускаемый компанией «Дайрен» (Япония) [43, 44].
ООО РНТЦ «Лукойл - Зап. Сибирь» при заканчивании скважин месторождений Западной Сибири применялась технология, обеспечивающая сохранность коллекторских свойств пласта, что в значительной степени определяется рецептурой буровых растворов на основе биополимеров Flo-Pro фирмы Эм-Эйл-Дрилл, «Кет X» фирмы «Кет Tron Ink» и полимерного бурового раствора фирмы «Inter-nation Kasp Fluids» [45]. По результатам лабораторных исследований и опытно-промысловых работ по внедрению биополимерных растворов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» приведен вывод: применение биополимерных буровых растворов обеспечивает высокое качество вскрытия продуктивных пластов (высокие коэффициенты восстановления проницаемости, по данным геофизических исследований зона проникновения фильтрата биополимерных растворов в околоствольное пространство невелика и составляет около 0,35 м).
В ТюмГНГУ разработана система солевого биополимерного раствора (на основе Кет X и XCD), применение которой при проводке боковых стволов и горизонтальных скважин обеспечит максимальную очистку забоя и ствола от выбуренной породы, достаточный ингибирующий эффект, минимальное загрязняющее действие на продуктивный пласт [46].
С 1995 г. в России осуществляется производство в промышленных масштабах биополимерного продукта БП-92 (разработан НТО «ИТИН»), являющегося результатом процесса жизнедеятельности микроорганизмов Azotobacter vinelandii [47]. Сравнение основных технологических характеристик растворов БП-92 и биополимера Kem-XD, являющегося ксантановым биополимером, широко применяемым в бурении для регулирования вязкости, повышения выносящей и суспендирующей способностей безглинистых и малоглинистых буровых растворов, свидетельствует о целесообразности использования отечественного биополимера БП-92 в рецептурах промывочных жидкостей для бурения скважин и рецептурах технологических жидкостей для капитального ремонта скважин (жидкости глушения, пакерные жидкости, жидкости перфорации и т. д.).
В качестве альтернативы зарубежным биополимерным реагентам ЗАО «Биоте-хальянс» совместно с кафедрой физической и коллоидной химии РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина был разработан и доведен до стадии промышленного производства новый отечественный биополимер Ритизан. Применение Ритизана в виде 0,5 %-ной дисперсии как регулятора структурно-реологических характеристик бурового раствора «БУРВИС-К» осуществлено на скважине № Р-7г Патраковского месторождения ОАО «Удмуртская нефтяная компания» при вскрытии продуктивного пласта горизонтальным участком протяженностью 107 м. В процессе работы раствор не требовал дополнительной обработки химреагентами и обеспечил бурение горизонтального участка скважины в интервале 1485 - 1592 м без осложнений [48].
В ОАО «НПО «Бурение» разработан и апробирован при заканчивании скважин ряд составов биополимерных промывочных жидкостей, обеспечивающих эффективность проводимых работ с минимальным воздействием на коллектор-ские свойства продуктивных пластов [49, 50].
В результате проведенных экспериментов Ф.А. Агзамовым и Д.В. Морозовым обосновано применение биополимера "Продукт БП-92", представляющего собой постферментационную жидкость, получаемую при культивировании бактерий Azotobacter Vinelandii (штамм ФЧ-1), для водоизоляции высокопроницаемых зон пласта. Технология применения включает этапы нагнетания в зону изоляции буфера пресной воды (чтобы оттеснить фронт пластовой воды), гелеобра-зующего раствора на основе биополимера и регулятора гелеобразования - хромо-калиевых квасцов, выдерживание состава на время гелеобразования (24 ч) и последующее освоение скважины [51].
В Саранске налажено производство отечественного биополимера Сараксан (культивированием штаммов-продуцентов Xanthomonas campestris в питательной среде), который выпускается в виде порошка. Во ВНИИгазе разработаны безглинистые буровые растворы на основе этого биополимера. Эти растворы опробованы и в настоящее время используются при заканчивании скважин ООО «Мос-трансгаз» (Касимовское, Увязовское, Щелковское ПХГ).
Тампонажный материал на основе отхода строительного производства
На основании проведенных автором аналитических, теоретических и экспериментальных исследований влияния сероводорода на цементный камень из различных вяжущих, результаты которых приведены в предыдущей главе, разработаны тампонажные материалы и цементные растворы с высокой коррозионной стойкостью для применения в различных термобарических условиях воздействия агрессивных сред [117-118]. Теоретической основой разработки коррозионно-стойких тампонажных материалов и цементных растворов являлись: - получение низкоосновных продуктов твердения; - минимальная пористость цементного камня; - ингибирование новообразований цементного камня: - одновременное применение ингибиторов пленочного типа, нейтрализаторов сероводорода и кольматирующих добавок. Опираясь на теоретические положения, нами совместно с сотрудниками Днепропетровского инженерно-строительного института разработаны коррозионно-стойкие тампонажные материалы на основе шлаков никелевого производства. Тампонажные цементы на основе никелевых шлаков На основе кислых шлаков никелевого производства разработаны тампонажные материалы для применения при креплении сероводородсодержащих скважин с температурами от 90 до 250 С и содержанием в газе сероводорода до 25 об. % Базовым компонентом новых тампонажных материалов является отвальный никелевый шлак, химический состав которого приведен в табл. Медленно охлажденный шлак содержит двухкальциевый силикат 2CaOSi02, в основном в у - форме, оливин типа 2FeOSi02, энстатит MgOSi02, пироксен 2Ca02Si02, анортит CaO AbCVSiC , некоторое количество стекловидной фазы и ряд других соединений. Из перечисленных составляющих шлака при нормальных условиях твердеет только двухкальциевый силикат.
Никелевый шлак относится к кислым шлакам, так как модуль основности его равен 0,52. Химико-минералогический состав шлака, а также способ его охлаждения определяют физико-механические свойства вяжущих на базе этого шлака. При быстром охлаждении шлакового расплава водой, паром или воздухом образуется гранулированный шлак, при медленном — комовый. В случае быстрого охлаждения водой шлак приобретает высокую гидравлическую активность, так как практически не содержит кристаллической фазы и состоит полностью из стекла. При грануляции шлак фиксируется главным образом в виде переохлажденной жидкости и находится в неустойчивом состоянии. В изменении свойств шлакового раствора определяющую роль играют условия грануляции и ее глубина. Наличие в гранулированных шлаках большого запаса внутренней энергии, заложенной при грануляции, обусловливает их способность к взаимодействию с водой и медленному затвердеванию.
Медленно охлажденный шлак успевает в определенной степени закристаллизоваться, и гидравлические свойства его снижаются.
Сам по себе никелевый шлак, даже гранулированный, в обычных условиях при затворении водой мало активен и для его возбуждения требуется добавление активизаторов. Сульфатное возбуждение приводит к образованию гидросульфоа-люминатов кальция, а щелочное - гидроалюминатов и гидросиликатов кальция. Преобладающее значение при этом имеют физико-химические явления разрушения стеклообразного вещества шлака, кристаллизация которого приводит к твердению шлакового цемента. Известно, что стеклообразное вещество гранулированного шлака под влиянием щелочей и некоторых сульфатов в присутствии воды подвергается гидратации и проявляет вяжущие свойства [118].
Для сравнения гидравлической активности шлакового цемента на базе гранулированного и отвального (комового) никелевых шлаков с участием автора определены физико-механические свойства цементного камня. Формирование образцов для испытаний происходило 2 сут при температуре 180 С и давлении 60 МПа. В качестве добавок-активизаторов твердения использовался едкий натр и фосфогипс. Результаты изменения прочности цементного камня на базе гранулированного и комового никелевых шлаков при разной дозировке активизатора твердения приведены в табл. 3.2.
Из анализа приведенных результатов видно, что активность вяжущего на базе гранулированного никелевого шлака на 10-20 % выше активности материала из отвального шлака. При этом оптимальным количеством добавок-активизаторов твердения цемента следует считать введение 3 % фосфогипса и 1 % едкого натра от массы шлаков.
Повышение качества разобщения пластов путём физико-химического модифицирования тампонажных растворов
Отличаясь вышеуказанными преимуществами, КРК-75(100) имеют температуру применения до 120 С, что недостаточно для их использования в скважинах с высокими температурами.
Нами проведены исследования по разработке реагентов комплексного действия с температурами применения от 30 до 180 С, использование которых для регулирования технологических показателей тампонажных растворов уменьшает влияние последних на коллекторские свойства продуктивных пластов, позволяет предотвратить образование флюидопроводящих каналов и способствует повышению качества сцепления цементного кольца со стенками скважины и обсадными колоннами.
Тиксотропия тампонажных растворов, содержащих комплексные реагенты, имеет повышенные значения, так как образующиеся в результате взаимодействия ингредиентов высокомолекулярные продукты реакций приводят к появлению внутрикомплексных соединений сложной структуры при воздействии на ионы-комплексообразователи цементных минералов. При этом щелочной характер комплексных реагентов предопределяет возможность образования большого числа структурных связей, поскольку высокие значения рН жидкой фазы тампонажных растворов влияют на активность центральных ионов-комплексообразовате-лей (Са , А1 ). Цементные растворы характеризуются быстрым набором структурной прочности, восстанавливаемой после механического воздействия, то есть обладают тиксотропными свойствами.
Определено, что комплексные реагенты пластифицируют тампонажный раствор. Это позволяет снизить его водопотребность при сохранении требуемой консистенции (растекаемости по конусу АзНИИ). Благодаря этому плотность тампонажного раствора возрастает, водоотдача снижается, а при твердении тампонажного раствора образуется цементный камень с пониженной газопроницаемостью и улучшенными изоляционными свойствами [155].
Таким образом, модифицирование тампонажных цементов с использованием комплексных реагентов является одним из эффективных и малозатратных путей улучшения качества образующегося цементного камня в скважине.
В настоящее время роль комплексных реагентов в различных отраслях науки и техники резко возросла. Их применение позволило разработать высокоэффективные технологические процессы, совершенствовать методы физико-химической обработки тампонажных растворов для обеспечения качественного цементирования скважин.
Создание надежного изоляционного комплекса скважины, предотвращающего возникновение заколонных перетоков флюидов, должно осуществляться с применением тампонажных растворов, к которым предъявляются специальные требования: низкая водоотдача; быстрый рост структурной прочности; высокая седиментационная устойчивость; безусадочность цементного камня.
Для предупреждения этого осложнения возникает необходимость совершенствования рецептур тампонажных растворов, а именно повышения их седимента-ционной устойчивости, особенно при цементировании наклонного участка скважины. В дисперсных системах, какими являются тампонажные растворы, скорость оседания твердой частицы можно выразить уравнением [156]: где w — коэффициент иммобилизованной воды, учитывающий связанную воду, не участвующую в водоотделении; є — коэффициент, учитывающий отношение объема, заполненного жидкостью, к объему, заполненному суспензией; р, ро — плотность частиц дисперсной фазы и дисперсионной среды соответственно, кг/м ; ц — вязкость дисперсионной среды, Па-с; g — ускорение свободного падения, м/с ; S - удельная поверхность цемента, м2/кг. Из уравнения видно, что скорость оседания твердой частицы в дисперсной системе можно регулировать, изменяя характеристики дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также за счет изменения вязкости жидкой фазы и быстрого связывания свободной воды затворения. Из этого вытекает, что седиментацион-ную устойчивость тампонажного раствора можно улучшить за счет следующих показателей: повышения удельной поверхности цемента; снижения плотности твердой и повышения плотности жидкой фаз; снижения водопотребности; ускорения связывания свободной воды; повышения вязкости дисперсионной среды. По результатам выполненных автором исследований эффективным способом решения задачи получения седиментационно-устойчивых суспензий является обработка тампонажных растворов комплексными реагентами, что подтверждается также исследованиями, проведенными в ОАО «НПО «Бурение» [157-158]. Известно, что применение однокомпонентных полимерных добавок типа КМЦ, гипана, ПАА, ПВС и др. обеспечивает снижение водоотдачи и повышение седиментационнои устойчивости тампонажных растворов, но резко ухудшает другие показатели: увеличивается водопотребность, время загустевания, снижается прочность цементного камня. Применение совместно с полимерными специально подобранных других химических реагентов позволяет регулировать технологические свойства цементных растворов и камня в сторону их улучшения. Большой вклад в изучение влияния комплексонов на структурно-механические свойства тампонажных растворов (камня) внесли российские ученые Н.А. Мариампольский и Л.И. Рябова, результатами исследований которых установлена высокая эффективность этих реагентов как регуляторов свойств тампонажных растворов, применяемых для строительства скважин практически во всех нефтегазодобывающих регионах России, что позволяет решать проблемы крепления скважин в самых сложных условиях.
