Содержание к диссертации
ВВЕДЕНИЕ 7
1 ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЗАЛЕГАНИЯ
КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА НА СОСТОЯНИЕ РАБОТЫ
СКВАЖИН 12
Краткая характеристика коллекторов нефти и газа месторождений севера Тюменской области 13
Краткая характеристика коллекторов нефти и газа Оренбургского региона 29
Промывочные жидкости, рекомендуемые для вскрытия продуктивных пластов и краткая их характеристика 35
Промывочные жидкости, используемые при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях, разбуриваемых ООО «Бургаз» ОАО «Газпром» 46
Технология и технические средства для разобщения продуктивных горизонтов 52
2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ И
РАЗОБЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ 59
Обоснование показателей оценки качества вскрытия продуктивных пластов 59
Результаты оценки качества вскрытия продуктивных пластов 68
2.3 Анализ состояния качества цементирования скважин 75
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2 81
3 ПРОЦЕССЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ «СКВАЖИНА - ПЛАСТ».
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ИХ
ИНТЕНСИВНОСТИ 83
3.1 Роль процессов взаимодействия «скважина - пласт» в
обеспечении качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов 83
Теоретические представления о механизме кольматации, технические средства для ее осуществления 91
Разработка технологии управляемого метода кольматации и технических средств для его реализации в процессе цементирования 96
Специальные технологические жидкости для ликвидации поглощений 102
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3 ....106
4 РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С РАЗЛИЧНЫМИ
ТЕРМОБАРИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ 108
Причины и факторы ухудшения фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа 108
Обоснование типа и компонентного состава промывочных жидкостей 123
Обоснование типа и состава промывочной жидкости для вскрытия поровых и порово-трещинных коллекторов с пластовыми давлениями выше гидростатического давления в скважине 123
Обоснование типа и состава промывочной жидкости для вскрытая трещинных коллекторов с пластовыми давлениями ниже гидростатического давления в скважине 136
4.3 Результаты исследований физико-механических свойств
биополимерсолевого раствора 157
Результаты исследований по обоснованию вида полимера 157
Результаты исследований по изучению влияния солей на набухаемость глинистых материалов 165
Результаты исследований реологических и фильтрационных свойств биополимерсолевого раствора 173
Результаты исследований физико-механических свойств раствора с конденсированной твердой фазой 183
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4 192
5 РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ И ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЗИКО-
МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ 195
5.1 Разработка метода повышения седиментационной устойчивости
тампонажных растворов на основе портландцемента 195
Обоснование технологических решений повышения седиментационной устойчивости 195
Результаты исследований фильтрационных и структурно-реологических свойств водных растворов оксиэтилцеллюлозы 201
Результаты исследований влияния ОЭЦ на технологические свойства тампонажных растворов и цементного камня 203
Результаты исследований суффозионной устойчивости тампонажных растворов с добавками ОЭЦ 216
Результаты исследований усадочных деформаций полимерцементных тампонажных составов 218
Предполагаемое объяснение механизма снижения показателя фильтратоотдачи тампонажных растворов с добавками высокомолекулярных соединений 222
5.2 Разработка и результаты исследований физико-механических
свойств облегченных тампонажных растворов 225
Обоснование выбора вида облегчающей добавки 226
Результаты исследований влияния микросфер на физико-механические свойства тампонажного раствора (камня) 239
Влияние микросфер (МС) на прочностные свойства формирующегося камня 239
Влияние высокопрочных микросфер (ВМС) на физико-механические свойства тампонажного раствора (камня) 252
Результаты исследований физико-механических свойств облегченного тампонажного раствора с расширяющимися добавками 259
5.2.3 Результаты экспериментальных исследований по оценке
термостойкости цементного камня 261
5.3 Оценка коррозионной стойкости тампонажного камня 278
Обоснование необходимости проведения исследований 278
Объяснение механизма разрушения цементного камня под воздействием сероводорода 283
Объяснение механизма разрушения цементного камня в условиях углекислой коррозии 290
Объяснение механизма коррозионного разрушения цементного камня при совместном воздействии сероводорода и углекислоты 294
Обоснование требований к тампонажным цементам для повышения их коррозионной стойкости 297
Тампонажные материалы для крепления сероводород-содержащих интервалов 303
Результаты исследований коррозионной стойкости тампонажных материалов в условиях сероводородной и углекислотнои агрессии 310
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 5 316
6 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ
ПРЕДЛОЖЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
РАЗРАБОТОК 319
6.1 Технология приготовления биополимерсолевых буровых
растворов 319
Технология приготовления биополимерной промывочной жидкости на основе крахмального реагента 319
Технология приготовления биополимерных промывочных жидкостей на основе ацетата калия 322
Технология приготовления биополимерного раствора с использованием формиатов натрия и полисахаридов 323
6 Л .4 Технология приготовления коллоидполимерных буровых
растворов 325
6.2 Технология приготовления и применения рецептур тампонажных
растворов 326
Технология приготовления полимерцементных тампонажных композиций 326
Технология приготовления облегченных микросферами тампонажных растворов -.. .327
6.3 Результаты опытно-промышленного внедрения биополимерсо-
левых растворов 330
Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе крахмального реагента 330
Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе ацетата калия 333
Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе формиата натрия 334
Результаты опытно-промышленного внедрения коллоидполи-мерного бурового раствора 335
Результаты опытно-промышленного внедрения технологии подготовки ствола скважины методами кольматации и полимерцементных тампонажных композиций 344
Результаты опытно-промышленного внедрения облегченных микросферами тампонажных растворов 345
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 6 351
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 352
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 355
ПРИЛОЖЕНИЯ ...393
Введение к работе
Актуальность проблемы. Реализация энергетической политики страны связано с максимально эффективным использованием запасов углеводородного сырья. Значительный период эксплуатации многих крупных нефтегазовых месторождений России определяет современное состояние их освоения и разработки.
Так, за более чем 70-летнюю историю развития нефтедобычи в Республике Башкортостан, где месторождения нефти и газа представлены практически всеми известными типами залежей, добыто 1,5 млрд. т нефти, более 70 млрд. м газа, степень выработки начальных извлекаемых запасов достигла более 84 %, текущая обводненность - более 90 %, значительно снизились объемы добычи нефти, выросла доля остаточных запасов (до 80 % от остаточных извлекаемых).
На месторождениях Республики Татарстан отобрано 92,9 % активных и 45,4 % трудноизвлекаемых запасов. В структуре остаточных извлекаемых запасов активные составляют 20,4 %, трудноизвлекаемые - 79,6 %.
Семидесятые, восьмидесятые годы прошлого столетия явились вехой открытия и разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири, где в настоящее время добывается более 90 % российского газа и 70 % нефти. В настоящее время отмечается снижение темпов добычи углеводородного сырья. Несмотря на то, что на территории Западной Сибири вместе с Восточной Сибирью и шельфом дальневосточных морей разведаны и разрабатываются новые месторождения, прирост разведанных запасов только на 65-70 % восполняют годовую добычу нефти. В результате основной объем добычи углеводородного сырья почти полностью приходиться на разработанные и, в большинстве своем, истощенные месторождения Западной Сибири и Урало-Поволжья. Например, по Самотлорскому месторождению около 50 % эксплутационного фонда приходится на малодебитные скважины с производительностью не превышающей 2-3 т/сут, что на грани рентабельности. У каждой второй скважины коллекторские свойства снижены вдвое, у каждой десятой - на 90 %. Бездействующий фонд скважин составляет более 36 %, текущий коэффициент нефтеотдачи - около 0,19.
8 Аналогичное положение наблюдается и на газовых месторождениях.
Увеличивается выработка запасов (например, на Медвежьем ГКМ она составляет
77 %), снижаются пластовые давления (по указанному месторождению с 11,7 до
3,0 МПа и ниже), увеличивается число ремонтных работ в скважинах - по ОАО
«Газпром» за последние пять лет число ремонтных работ возросло в 2,05 раза, в
том числе по Западно-Сибирскому газодобывающему региону в 1,68 раза. Следует
отметить, что при повышении сложности работ, их эффективность снизилась - по
сеноманским скважинам с 95 % до 81 %, в целом по ОАО «Газпром» она не
превышает 62 %.
Истощение активных запасов углеводородов на открытых и осваиваемых месторождениях обуславливает необходимость ввода в разработку новых сложнопостроенных месторождений, постоянного совершенствования технологий строительства скважин, непрерывного контроля и управления состоянием разработки уже осваиваемых месторождений с целью максимального использования потенциальных возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта.
Реализация изложенного возможна в основном за счет максимального обеспечения сохранности естественных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа при первичном вскрытии и надежного их разобщения от выше и нижезалегающих проницаемых пластов.
Основная причина, обуславливающая возникновение данной проблемы - это процессы взаимодействия между скважиной и вскрываемыми проницаемыми пластами при ее строительстве, которые, в значительной степени, определяются геологическими и термобарическими условиями, видами насыщающего пласт флюида, используемыми технологиями и техническими средствами.
Термобарические условия в скважине различны:
по температуре: от минусовых (4 - 8) С до высоких положительных (150 С и выше. Максимальная зафиксированая температура в скважине - 237 С);
по давлению: от величины значительно ниже гидростатического (аномально низкие пластовые давления - АНГТД) до аномально высоких пластовых давлений - АВПД.
Вид насыщающего пласт флюида также различен - вода, нефть, конденсат,
газ. В их составе содержатся различные соединения, многие из которых токсичны для человеческого организма, другие вызывают коррозионное поражение технических сооружений, конструкций, материалов, что может в последствии отразиться на экологической обстановке в районе расположения объекта.
Для решения этих проблем разработаны и применяются технологические жидкости, физико-механические свойства которых должны отвечать требованиям обеспечения сохранности естественных коллекторских свойств, вскрываемых бурением, продуктивных пластов с последующим их надежным разобщением от выше и нижезалегающих проницаемых пластов. Созданы и широко внедряются промывочные жидкости и тампонажные растворы различных типов, с различным соотношением и видами добавок, реагентов и т.д. Несмотря на это, рассматриваемая проблема и на сегодня является актуальной. Фактическая производительность скважин зачастую не отвечает потенциальным возможностям пластов, в скважинах наблюдаются заколонные давления, перетоки и т.д. Подтверждением является ежегодный рост числа ремонтных работ в скважинах. Таким образом, изложенное свидетельствует, что в многообразии протекающих процессов в скважине, в особенности при ее заканчивании, учитываются не все, подлежащие исследованию, факторы, влияющие на конечный результат.
Цель работы
Обеспечение качественного вскрытия и надежного разобщения коллекторов нефти и газа путем разработки специальных буровых и тампонажных растворов и комплексной технологии их применения.
Основные задачи исследований
Анализ результатов теоретических и технологических решений по обеспечению сохранности фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, насыщенных углеводородами, с последующей разработкой теоретических предпосылок по их реализации.
Исследование технологических свойств промывочных жидкостей и разработка составов с малым содержанием твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД и АВПД.
3 Разработка и исследование физико-механических свойств облегченных
тампонажных растворов с высокими изоляционными характеристиками для различных термобарических условий.
Обоснование технологий применения разработанных промывочных и тампонажных растворов, обеспечивающих качественное вскрытие и разобщение пластов.
Внедрение разработанных технологий и технических средств по вскрытию и разобщению продуктивных пластов.
Обобщение результатов промышленных испытаний разработанных технико-технологических решений. Разработка нормативной документации для широкого промышленного использования.
Научная новизна выполненной работы
Разработаны научно обоснованные принципы повышения производительности и долговечности работы скважин со сложными термобарическими условиями.
Дано теоретическое обоснование выбора и применения реагентов для управления свойствами буровых и тампонажных растворов.
Развито научное обоснование условий эффективного применения технологий управляемой кольматации и специальных технологических жидкостей для качественного вскрытия и разобщения продуктивных пластов.
Для вскрытия терригенных коллекторов нефти и газа с высоким содержанием глинистых включений обоснована и подтверждена, результатами промышленного внедрения, целесообразность и эффективность использования биополимерсолевых и аэрированных систем промывочных жидкостей.
Разработаны теоретические предпосылки совершенствования физико-механических свойств тампонажных растворов (седиментационной устойчивости, объемных деформаций, прочностных свойств, температуростойкости формирующегося камня и др.) путем введения в состав вяжущего, на основе портландцемента, газонаполненных кремнеземосодержащих материалов (микросфер различной модификации). Предложено объяснение механизма формирования цементного камня из тампонажного раствора, содержащего
микросферы.
Практическая ценность и реализация
По результатам теоретических и экспериментальных исследований разработаны и внедрены при строительстве нефтяных и газовых скважин в различных регионах страны:
рецептуры промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов с малым содержанием твердой фазы на основе полимерсолевой композиции (полимер в сочетании с солями хлорида калия, формиатов натрия и калия); гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой;
составы облегченных расширяющихся, термостойких тампонажных материалов с использованием в качестве облегчающей добавки кремнезсодержащих, газонаполненных микросфер различных типов (алюмосиликатных, стеклянных, высокопрочных и др.).
Внедрение технико-технологичеких разработок осуществлено в ООО «Бургаз» ОАО «Газпром» при строительстве скважин на месторождениях севера Тюменской области, центральном и южном регионах страны: Оренбуржье, Кубань. Результаты выполненного комплекса теоретических, экспериментальных, промысловых исследований и разработанные при этом технические и технологические решения способствовали повышению продуктивности скважин, сокращению сроков испытания (освоения) и ввода их в эксплуатацию, улучшению экологической обстановки в районах ведения буровых работ. Они также явились основой для разработки нормативных документов, используемых при строительстве скважин в 000 «Бургаз». Отдельные результаты исследований используются в вузах при проведении лекционных занятий для подготовки специалистов нефтегазового направления.
