WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

И практикавскрытия и разобщения продуктивных пластов сосложными термобарическимиусловиями

На правах рукописи

ОВЧИННИКОВ ПАВЕЛВАСИЛЬЕВИЧ

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКАВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СОСЛОЖНЫМИ

ТЕРМОБАРИЧЕСКИМИУСЛОВИЯМИ

Специальность 25.00.15– Технологиябурения и освоения скважин

Автореферат диссертациина соискание ученой степени

доктора техническихнаук

Тюмень – 2007

Работа выполнена вОбществе с ограниченной ответственностью«Буровая компания» Открытого акционерногообщества «Газпром» (ООО «Бургаз» ОАО«Газпром») и научно-исследовательском ипроектном институте технологийстроительства скважин (НИПИ ТСС) приГосударственном образовательномучреждении высшего профессиональногообразования «Тюменский государственныйнефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научныйконсультант – доктор техническихнаук, профессор

Фролов АндрейАндреевич

Официальныеоппоненты: – доктор техническихнаук, профессор

Поляков ВладимирНиколаевич

– доктор технических наук

Курбанов ЯрагиМаммаевич

– доктор технических наук, профессор

Лукманов РауфРахимович

Ведущая организация – Открытоеакционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институтнефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 27апреля 2007 г. в 900часов на заседании диссертационногосовета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу:625039, г. Тюмень,ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можноознакомиться в библиотечно-информационномцентре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул.Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 27марта 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационногосовета,

доктор технических наук,профессор В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКАРАБОТЫ

Актуальностьпроблемы.Реализация энергетическойполитики страны связано с максимальноэффективным использованием запасовуглеводородного сырья. Значительныйпериод эксплуатации многих крупных нефтегазовыхместорождений России определяет современноесостояние ихосвоения иразработки.

Так, за более чем70-летнюю историю развития нефтедобычи вРеспубликеБашкортостан, где месторождения нефти игаза представлены практически всемиизвестными типами залежей, добыто 1,5 млрд. т нефти, более 70 млрд.м3 газа, степень выработкиначальных извлекаемых запасов достигла более 84 %,текущая обводненность – более 90 %,значительно снизились объемыдобычи нефти, выросла доля остаточных запасов (до 80 % отостаточных извлекаемых).

На месторожденияхРеспублики Татарстан отобрано 92,9 %активных и 45,4 % трудноизвлекаемых запасов.В структуре остаточных извлекаемыхзапасовактивныесоставляют 20,4 %, трудноизвлекаемые – 79,6 %.

Семидесятые,восьмидесятые годы прошлого столетияявились вехой открытия и разработки нефтяных игазовых месторождений Западной Сибири, гдев настоящее время добывается более 90 %российского газа и 70 % нефти. В настоящее времяотмечается снижение темпов добычиуглеводородного сырья.Несмотря на то, что на территории Западной Сибири вместе с ВосточнойСибирью и шельфом дальневосточных морейразведаны и разрабатываются новыеместорождения,приростразведанныхзапасов только на 65-70 % восполняют годовуюдобычу нефти. В результатеосновной объем добычи углеводородногосырья почти полностьюприходиться на разработанные и, вбольшинствесвоем, истощенные месторождения ЗападнойСибири и Урало-Поволжья. Например, поСамотлорскому месторождению около 50% эксплутационного фондаприходится на малодебитныескважины спроизводительностью не превышающей 2-3 т/сут, чтона грани рентабельности. У каждой второйскважины коллекторские свойства сниженывдвое, у каждой десятой – на 90 %.Бездействующий фонд скважин составляет более 36 %,текущий коэффициент нефтеотдачи –около 0,19.

Аналогичное положениенаблюдается и на газовых месторождениях.Увеличивается выработка запасов(например, на Медвежьем ГКМ она составляет 77 %), снижаютсяпластовые давления (по указанномуместорождению с 11,7 до 3,0 МПа и ниже), увеличиваетсячисло ремонтных работ в скважинах – поОАО «Газпром»за последние пять лет числоремонтных работ возросло в2,05 раза, в том числе по Западно-Сибирскомугазодобывающему региону в 1,68 раза.Следуетотметить, что приповышении сложности работ, их эффективность снизилась– посеноманским скважинам с 95% до 81 %, в целом по ОАО«Газпром» онане превышает 62 %.

Истощение активныхзапасов углеводородов на открытых иосваиваемых месторождениях обуславливаетнеобходимость ввода в разработку новыхсложнопостроенных месторождений,постоянного совершенствования технологийстроительства скважин, непрерывногоконтроля и управления состоянием разработки ужеосваиваемых месторождений с цельюмаксимального использования потенциальныхвозможностей каждой скважины, каждогопродуктивного пласта.

Реализация изложенноговозможна в основном за счетмаксимальногообеспечения сохранностиестественных фильтрационно-емкостныхсвойств коллекторов нефти и газа припервичном вскрытии и надежного их разобщения от выше инижезалегающих проницаемых пластов.

Основная причина,обуславливающая возникновение даннойпроблемы –это процессы взаимодействия междускважиной и вскрываемыми проницаемыми пластами при еестроительстве, которые, в значительнойстепени,определяютсягеологическими итермобарическими условиями,видами насыщающего пласт флюида, используемыми технологиями и техническими средствами.

Термобарическиеусловия в скважине различны:

  • по температуре: отминусовых (4 -8) 0С до высоких положительных(150 0С и выше. Максимальная зафиксированая температура вскважине – 237 0С);
  • по давлению: от величинызначительно ниже гидростатического(аномальнонизкие пластовые давления – АНПД) до аномальновысоких пластовых давлений – АВПД.

Виднасыщающего пласт флюида также различен– вода, нефть,конденсат,газ. В их составе содержатсяразличные соединения, многие из которых токсичныдля человеческого организма, другиевызывают коррозионное поражение технических сооружений,конструкций, материалов, чтоможет в последствии отразиться на экологической обстановке врайоне расположения объекта.

Для решения этихпроблем разработаны и применяютсятехнологическиежидкости, физико-механические свойства которыхдолжны отвечатьтребованиямобеспечения сохранностиестественных коллекторскихсвойств,вскрываемыхбурением,продуктивных пластов с последующим их надежнымразобщениемот выше и нижезалегающих проницаемыхпластов. Созданы и широко внедряются промывочныежидкости и тампонажные растворы различных типов, с различным соотношением ивидами добавок, реагентов ит.д. Несмотря на это, рассматриваемаяпроблема и на сегодня являетсяактуальной.Фактическая производительность скважин зачастую неотвечает потенциальнымвозможностям пластов, вскважинахнаблюдаются заколонные давления, перетокии т.д. Подтверждением является ежегодный рост числаремонтных работ в скважинах. Таким образом,изложенноесвидетельствует, что в многообразиипротекающих процессов в скважине, в особенности при еезаканчивании, учитываются не все,подлежащие исследованию, факторы, влияющие на конечныйрезультат.

Цель работы

Обеспечениекачественного вскрытия и надежногоразобщения коллекторов нефти и газа путем разработкиспециальных буровых и тампонажных растворов и комплексной технологии ихприменения.

Основные задачиисследований

  1. Анализрезультатов теоретических итехнологических решений по обеспечениюсохранности фильтрационно-емкостныхсвойств коллекторов, насыщенныхуглеводородами, с последующей разработкойтеоретических предпосылок по их реализации.
  2. Исследование технологическихсвойств промывочных жидкостей и разработка составов с малым содержанием твердой фазы длявскрытия продуктивных пластов вусловиях АНПДи АВПД.
  3. Разработка иисследование физико-механических свойствоблегченных тампонажных растворов с высокимиизоляционными характеристиками для различных термобарических условий.
  4. Обоснованиетехнологийприменения разработанных промывочных итампонажных растворов, обеспечивающихкачественноевскрытие и разобщение пластов.
  5. Внедрение разработанных технологий и технических средств по вскрытию и разобщению продуктивных пластов.
  6. Обобщениерезультатов промышленных испытанийразработанных технико-технологическихрешений. Разработка нормативнойдокументации для широкогопромышленногоиспользования.

Научная новизна выполненной работы

  1. Разработанынаучно обоснованные принципы повышенияпроизводительности и долговечности работыскважин сосложнымитермобарическими условиями.
  2. Данотеоретическое обоснованиевыбора и примененияреагентов для управления свойствамибуровых и тампонажных растворов.
  3. Развито научноеобоснование условий эффективногоприменения технологийуправляемой кольматации и специальныхтехнологических жидкостей длякачественного вскрытия и разобщенияпродуктивных пластов.
  4. Для вскрытиятерригенных коллекторов нефти и газа свысоким содержанием глинистых включенийобоснована и подтверждена, результатамипромышленного внедрения, целесообразность иэффективность использования биополимерсолевых иаэрированных систем промывочныхжидкостей.
  5. Разработанытеоретические предпосылки совершенствованияфизико-механических свойств тампонажныхрастворов (седиментационнойустойчивости,объемных деформаций, прочностных свойств,температуростойкости формирующегося камня и др.)путем введения в состав вяжущего, на основепортландцемента, газонаполненныхкремнеземосодержащих материалов(микросферразличной модификации).Предложено объяснение механизмаформированияцементного камня из тампонажного раствора,содержащего микросферы.

Практическая ценностьи реализация

По результатамтеоретических и экспериментальныхисследований разработаны и внедрены пристроительстве нефтяных и газовых скважин вразличныхрегионахстраны:

  • рецептуры промывочныхжидкостей для вскрытия продуктивныхпластов смалым содержанием твердой фазы на основеполимерсолевой композиции (полимер в сочетании ссолями хлорида калия, формиатов натрия икалия); гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердойфазой;
  • составыоблегченных расширяющихся, термостойкихтампонажных материалов с использованием вкачестве облегчающей добавкикремнезсодержащих, газонаполненных микросферразличных типов (алюмосиликатных,стеклянных, высокопрочных и др.).

Внедрение технико-технологичеких разработокосуществлено в ООО «Бургаз» ОАО«Газпром» при строительствескважин на месторождениях севера Тюменской области, центральном июжном регионах страны: Оренбуржье, Кубань.Результаты выполненного комплексатеоретических, экспериментальных,промысловыхисследований иразработанные при этом технические итехнологические решения способствовалиповышению продуктивности скважин, сокращениюсроков испытания (освоения)и ввода ихв эксплуатацию, улучшению экологическойобстановки в районах ведения буровыхработ. Они также явились основой для разработки нормативныхдокументов, используемых при строительстве скважин в ООО«Бургаз». Отдельныерезультатыисследований используются в вузах при проведениилекционных занятий для подготовкиспециалистов нефтегазовогонаправления.

Апробация результатовисследований

Результаты проведенныхисследований по мере их выполнениядокладывались и обсуждались на ежегодныхнаучно-технических совещаниях ОАО «Газпром», ООО «Бургаз» и его филиалов; заседанияхкафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменскогогосударственного нефтегазовогоуниверситета,на: Межгосударственнойнаучно-практической конференции «Комплексное освоениенефтегазовых месторождений юга Тюменскойобласти»(Тюмень, 1995 и 1997 гг.), Межгосударственныхнаучно-практическихконференциях Ивано-Франковскогогосударственного техническогоуниверситета нефти и газа(Ивано-Франковск, 1995и 2000 гг.),конференциипо проблемам газовой промышленности России«Новыетехнологии газовой промышленности» (Москва, 1995 г.), Международнойнаучно-практической конференции «Ресурсосберегающиетехнологии в области использованияприродного газа» (Тюмень, 1996 г.), Международной научно-практическойконференции «Проблемы подготовки кадровдля строительства и восстановления скважин на месторождениях ЗападнойСибири»(Тюмень, 1996 г.), научно-практической конференции попроблемам разработки нефтяных месторождений иподготовки специалистов ВУЗа (Альметьевск,1996 г.), конференции«Проводка нефтегазовых скважин в условияханомальновысоких пластовых давлений» (Тюмень,1997 г.), Международных научно-практических конференциях «Освоениетрудноизвлекаемых и высоковязкихнефтей» (Анапа, 1997,1999 и 2001 гг.),научно-практических конференциях «Энергосбережение при освоении иразработке северных месторожденийЗападно-Сибирского региона» (Тюмень,1997 г.) и «Ресурсосбережение втопливно-энергетическом комплексе России»(Тюмень, 1999 г.),Межрегиональной конференции «Критерии оценкинефтегазоносности ниже промышленноосвоенных глубин и определениеприоритетных направленийгеологоразведочных работ» (Пермь, 2000 г.),Всероссийской конференции«Проблемысовершенствования технологийстроительства скважин и подготовки кадров дляЗападно-Сибирского нефтегазодобывающегокомплекса» (Тюмень, 2000 г.), «Наука и технологияуглеводородных дисперсных систем» (Уфа,2000 г.), Международной научно-техническойконференции «Проблемыразвития ТЭКЗападной Сибири на современном этапе»(Тюмень, 2003 и2004 гг.), Международной конференциипосвященной 50-летиюТюмГНГУ (Тюмень, 2006 г.).

Публикации

Результаты проведенныхтеоретических и экспериментальныхисследованийотражены в 167печатных работах, в том числе в 5 монографиях и одноминформационном обзоре,38 статьях (из них25 в научных изданиях,рекомендованных ВАК РФ),98 тезисах идокладах наМеждународных, Всероссийских и др.конференциях. Получено 13патентов Российской Федерации. Остальные публикации учебно-методическогохарактера.

Объем и структураработы

Диссертационная работаизложена на 392страницахмашинописного текста, содержит 67 таблиц, 70 рисунков. Состоит извведения, 6разделов, основных выводов и рекомендаций, списка 389 наименованийиспользованных источников и 47приложений.

За помощь, оказаннуюпри внедрениии обсуждении результатовработы,докторам технических наук,профессорам А.Т. Кошелеву, Г.Т. Вартумяну, сотрудникам Тюменского государственногонефтегазового университета, докторам техническихнаук, профессорам Ю.С.Кузнецову,В.М. Спасибову, сотрудникам ООО«Бургаз»: зам.генерального директора по бурению,кандидатутехнических наук А.В. Будько, директору филиала«Оренбургбургаз», кандидату технических наукН.П. Кобышеву имногимдругим считаюнеобходимым выразить свою глубокуюпризнательность и благодарность.

СОДЕРЖАНИЕРАБОТЫ

Во введении представлена краткаяхарактеристика работы: обоснована актуальностьпроведения исследований, цель и задачи работы,концептуальный подход к решению проблемы,показана научная ипрактическая значимость полученныхрезультатов.

В первом разделе на примере месторождений,разбуриваемых ООО «Бургаз», показаноразнообразие геолого-технологических условийстроительства скважин, обоснована и показананеобходимость и сложность решенияпроблемыобеспечения качества вскрытияпродуктивных горизонтов и их разобщения,поставленызадачи по их реализации.

Буровая компания ООО«Бургаз» является единственнойорганизацией ОАО«Газпром», осуществляющейстроительство скважин практически во всехрегионах страны: Тюменской, Астраханской,Иркутской,Оренбургской областях,Краснодарском крае, республике Коми. Естественно,геологические условия залегания продуктивныхгоризонтов и технологические решения построительству скважин в этих регионахразные. Охватить весь комплекс проблем, возникаемых в процессеих сооружения, учитывая, что условия вскважинахдаже на одном месторождении не являютсяидентичными, не представляется в одномисследованиивозможным.

В работе поставленазадача решенияпроблемы только обеспечения качества вскрытияколлекторов нефти и газа и их разобщения,поскольку ими взначительной степени определяетсяпроизводительностьскважины и сроки ее работы. Учитываяобъемы буровых работ на месторождениях, сложностьгеологических условий, нами рассмотреныусловия залежей севера ЗападнойСибири иОренбуржья.

Геологический разрез месторожденийсевера Тюменской области влитологическом отношении в целом одинаков.Продуктивные горизонты, в основном, приурочены кмеловому и юрскому периодам.Они представлены: сеноманской газовой залежью, горизонтами первогоэксплуатационного объекта, включающиепродуктивные пласты нижней части разрезапокурской свиты ПК16 – ПК21 и пласты АУ9 – БУ6, насыщенные газоконденсатом. Покурская свитаявляется одним из сложныхинтервалов.Тип коллектора – поровый. Пористость варьируется от 18 % до 30%. Газовые пропласткидостигают толщин 150-200 м. В ней возможны осыпи, обвалы,сужения, поглощения, газопроявления. Факторами,обуславливающими этипроцессы,являются: высокая песчанистость и наличиепроницаемых коллекторов. Из-за переувлажнения глин и аргиллитовотмечаются интенсивныекавернообразования. Ниже залегают продуктивные пластыгрупп БУ80, БУ8, БУ9 (второйэксплуатационный объект), БУ10-11, БУ121(третий эксплуатационный объект), БУ122,БУ13, БУ14, БУ16-18 (четвертыйэксплуатационный объект), в литологическомотношении представленные аргиллитоподобнымиглинами, песчаниками. Тип флюида, восновном,газоконденсат. Пластовые давлениясоответствуют гидростатическому и несколько ниже(коэффициентаномальности пластового давления составляет0,92-1,09).

Особое внимание в настоящее время уделяетсяачимовскойтолще и тюменскойсвите (по запасамуглеводородов они сопоставимы идаже превышают запасы сеноманскихотложений совместно с неокомом) – Ач1, Ач2, Ю2, Ю3. В зависимости от местарасположения месторождения, последниесодержат как газоконденсат, так и нефть. Коллекторапорово-трещинные, не выдержанные попростиранию,представлены песчаниками, иногдаизвестковистыми. Характерной особенностьюих вскрытия является наличие аномальновысоких пластовых давлений (АВПД).Требуетсяприменениеутяжеленных промывочных жидкостей и тампонажных растворов. Пластовые температуры – 130-140 0С.

Учитываягеолого-литологические условияместорождений, используютсяполимерглинистые растворы, инвертныеэмульсионные растворы (ИЭР), растворы на нефтянойоснове (РНО), гидрофобные эмульсионные растворы(ГФЭР), растворы на водной основе, есть опыт применениясиликатных и карбонатных ингибированных растворовфирмы MISWACO.Некоторые характеристики этих растворовпредставлены в таблице 1.

Технологическимрегламентом по химической обработке (РД00158758-182-96) рекомендованы длярегулирования свойств промывочныхжидкостей группа реагентов – ДКС-extender, К-14, КМЦ, ЛТМ,Унифлок, ФХЛС, ПЭО, СЖК, ЖИРМА, Сypan, Smectex, Kem-Pas, Poly-Kem-D идр. Параметры раствора должныотвечать следующим требованиям:показатель фильтрации – 4-5 см3 за 30 мин, условнаявязкость (УВ) – 25-30 с., статическое напряжениесдвига(СНС1/10)– 10-20/20-40 дПа,пластическая вязкость(пл) – 15-17 мПа·с, динамическое напряжениесдвига (0) – 18-35 дПа, плотностьраствора () определяется пластовым давлением.

Таблица 1 – Сведения о свойствахприменяемых буровых растворов

Типраствора Плотность,кг/м3 Фильтра-тоотдача по ВМ-6,см3/30 мин ДНС, дПа Твердаяфаза (ТФ), % Преимущества Недостатки
Полимер- глинистый 1100-1200 5-6 20-25 10-25 Низкаястоимость, прост в приготовлении Высокаяконцентрация твердойфазы в растворе
РНО 950 0 Электростабиль-ность 290-350 В Отсутствиеводоотдачи итвердой фазы Пожароопасен, разуплотняет стенкискважины
ГФЭР 1400-1850 0,3-0,5 Электростабиль-ность 12-16 В Малоесодержание твердой фазы Пожароопасен, возможноблокирование коллектора эмульсией
Карбонат-ный 1060-1100 4-5 20-35 13-27 Низкаяводоотдача, кислото-растворимая твердая фаза Разуплотняет стенки скважины, плохоочищается от шлама
Силикат-ный 1100-1140 6-8 15-25 12-17 Неразмывает стенки скважины, хорошо очищается отшлама Образуетплохорастворимые осадки в ПЗП, высокаяводоотдача
Утяжелен-ный баритом глинистый 1400-2150 2-5 60-70 15-35 Низкаястоимость по сравнению с аналогами Высокоесодержаниетвердой фазы, нестабильные параметры

Ачимовские отложенияи тюменскаясвита обычно вскрываются наполимерглинистом растворе,обработанном химреагентами: праестолили Poly-Kem-D,КМЦ-700 или Tylosa,ГКЖ-10,11, ФХЛС или SELP-THIN, Унифлок или Kem-Pas; смазывающимидобавками – СЖК, ОТП, ТПФН,дихроматкалия, пеногаситель МАС-200. Утяжеляется баритом до плотности 1650-1750кг/м3 ивыше.

Разобщениепродуктивных горизонтов осуществляютсявскважинах,вскрывающих: сеноманскиеотложения одноколоннойконструкциейскважины; валанжин, меловуюсистему и юру – двухколонной итрехколонной конструкциями.При их цементированииприменяют тампонажныерастворы наоснове портландцементов,выпускаемыхв соответствии с ГОСТ 1581-96заводами-изготовителями – Сухоложским,Коркинским,Пашийским, Жигулевским и др. Находятприменения:портландцемент класса «G» по стандартуAPI фирмы«Дюккерхофф», «Арктикцемент», цементно-гипсовыекомпозиции и др. Для приготовления облегченныхтампонажных растворов используютоблегчающие добавки – бентонитовыйглинопорошок, вермикулит и др.

Месторождения,разбуриваемые филиалом «Оренбургбургаз»отличаются от вышеописанных по составунасыщающего коллектор газа,литологическому составу пород, глубинезалегания, термобарическим условиям.Особенностью этих месторождений являетсяналичие в добываемом продукте сероводородного и углекислого газов (до 8 %). Термобарическиеусловия продуктивного пласта характеризуютсяповышенной температурой, пониженнымпластовым давлением. Геологический разрезместорождения большей частью представленкарбонатными породами – хемогенным,биохемогенным, биогенным,«переотложными» и криптогенными. На месторожденииусловно выделены три объекта разработки, разделенные между собойплотными литологическими экранами: первый – представленкарбонатными отложениями артинского исакмарского ярусов (эффективная суммарная толщинаоколо 12 м при эффективной пористости 12,3%, газопроницаемости (1,3-16,4)·10-15м2); второй объект включает карбонатныеотложения ассельского яруса и верхнего карбона(эффективная толщина в среднем составляет57 м приэффективной толщине порядка 23 м спористостью 12,6 % игазопроницаемостью (7,7-16,4)·10-15м2); третий объект представлен такжекарбонатными отложениями верхнего и среднего карбона(эффективная толщина в среднем 34 м с эффективнойпористостью 11,4 % и газопроницаемостью 21,3·10-15м2). Трещиннаяпроницаемость коллекторовколеблется впределах (200-1000)·10-15м2 при среднепринятой для залежи матричной проницаемостипород коллекторов 7,3·10-15м2.Коэффициент аномальности пластовых давлений по участкамместорождения колеблется от 0,52 до 1,07.

В настоящее время припервичном вскрытии продуктивных пластовприменяютколоидполимерные и биополимерныерастворы.Находятприменение, в особенности прикапитальном ремонте, рассолы, гидрогель магниевыерастворы набазе технической воды либо рассолов. Ихплотность составляет от 1030 до 1100 кг/м3. При цементировании обсадных колонниспользуется тампонажный портландцемент дляскважин с нормальными и повышеннымитемпературами (ГОСТ 1581-96),гипсоглиноземистый, глиноземистыйцементы.

Рассмотренные регионы(месторождения) являются основными,разработка иосвоение которых определяет стратегию иразвитие ОАО «Газпром» и вцеломтопливно-энергетического комплексастраны сегодня и вбудущем. Всвязи с этим представляет интересоценкасостояния качества работ построительству скважин на этихместорождениях, которое, как известно и какуже неоднократно отмечалосьвыше,определяется состоянием технологии вскрытия продуктивных горизонтови их разобщением от других проницаемыхпластов.

Во второмразделе проведен анализ состояния работ повскрытию продуктивных горизонтов и их разобщению,поставлены задачи исследований.

Известно, что наиболееважными факторами, определяющимипродуктивность скважин, являютсяфильтационно-емкостные свойстваколлекторов и уровень совершенства их вскрытия.Наиболееприемлемые результаты по их оценке получают на основегазогидродинамическихисследований скважин (ГДИС). Преимущества ГДИС заключаетсяв том, что они дают определенную характеристикупоказателей по толщинепласта с учетом его неоднородностей, а форма индикаторных кривыхпозволяет оценить наличие и влияниеразличных факторов на показатели работыскважины. При этом имеется возможностьопределенияпараметровудаленной зоны пласта, неподверженной воздействиюпроцессов,происходящих в призабойнойзоне скважины, т.е. возможно выявление,так называемой, «потенциально возможной» производительности скважины.Отношениефактическойпроизводительности к «потенциальновозможной»может быть использовано для оценкикачества вскрытия продуктивного пласта. В качестве фактическогодебита можно взять замеры, произведенные в режиме, предшествующем закрытию скважины на восстановлениедавления.

По результатампроведенного анализа дляместорождений Тюменской области установлено:

  • основные измененияФЕС коллекторов нефти и газапроисходят впервые 5суток, после начала их вскрытия. По-видимому, этосвязано именно с процессами взаимодействия в системе «скважина – пласт» –поступлением фильтратабурового раствора, либо твердойфазы впоровое пространство пласта;
  • для валанжинскихзалежей снижениепродуктивности составляет от 10 % до 50 %. Время на очисткупризабойной зоны пласта (ПЗП), освоениескважины в3-10 раз превышает проектные;
  • для ачимовских июрских залежей восстановлениепроницаемости составляет 10 % от ееестественной величины примаксимально возможной депрессии на пласт впроцессе освоения. Время на очистку ПЗПдостигает от 20 до 1000 часов. На рисунке 1 представленысредние значения отношенийпроизводительностей (фактической к «потенциальновозможной») в зависимостиот способа заканчивания и объектаиспытания.

 Рисунок 1 – Средние значения -0

Рисунок 1 – Средние значения отношений фактических производитель-ностей (Qср) к«потенциально возможным» (Qп) поспособам заканчивания скважин и объектам

Из рисунка видно, чтосреднее значение предложенного показателя непревышает0,61, что говорит о не полномиспользовании эксплуатационных возможностей скважины. Минимальныезначения получены всубгоризонтальных скважинах.Объясняется это тем, что площадьинфильтрации компонентов промывочнойжидкости вних сравнительно больше, чем в«вертикальных» скважинах, а значит ивыше степень «поражения» пласта. Максимальные значения– отмечены вскважинах,после осуществления в них интенсификациипритока пластового флюида вскважину методомгидроразрыва пласта. Однакои в этом случае добиться полноговосстановления ФЕС не удается. Следуетотметить, что отношениепроизводительностей в скважинах с открытымзабоем и оборудованных колонной (фильтрами) не высокое (0,68). Это говорит о снижении ФЕС воздействием тампонажногораствора и самого фильтра– площадьзоны фильтрации снижена. Отмечено такжеухудшениепроницаемости объекта эксплуатации сглубиной его залегания, что объясняетсякак повышением общейглинистости пород коллектора, так иповышением содержания смешанослойныхобразованийгидрослюдисто-монтмориллонитовоготипа. Полученные практически одинаковые величиныанализируемого показателя можно объяснитьи не качественным разобщениемпродуктивных пластов – возможностью«загряз-нения» вследствии поступления впласт надкровельных или подошвенных вод.

Обеспечение высоты подъематампонажного раствора доустья методом встречныхзаливок, распространенногона месторождениях, неспособствует решению проблемы. Сопоставляярезультаты интерпретации данныхакустической цементометрии с планами работ поцементированию (рисунок 2) отмечено, что к интервалам схождения прямой и обратной ступенейцементирования в затрубном пространствеприурочено не только наибольшееколичество случаев негерметичности тампонажного камня (егоотсутствие), но и наихудшее сцепление обсаднойколонны с цементным камнем. Причем этотфакт практически не зависит от типаприменяемого тампонажного материала.Рекомендовано отказаться от метода встречныхзаливок, а обеспечение высоты подъематампонажного раствора решать: предварительнойподготовкой ствола скважины, используяметод кольматации; снижением плотности тампонажногораствора и осуществлением процесса цементирования всоответствии с гидравлической программой,обеспечивающей недопущения поглощений в процессецементирования и проявления пласта.

Результатыинтерпретации данных акустическойцементометрии (АКЦ) (рисунок 3) показывают,что в интервале присутствия цементногокамня процент «жесткого» сцепленияцементного камня с обсадной колонной непревышает 23 %. Большая доля приходится научастки, где сцепление «частичное». На«плохое» приходится порядка 28 %. Винтервалах, где камень сформирован изтампонажного раствора с вводимыми добавками,наблюдается иная картина. На долю«плохого»сцепления приходится 47-54 %, «жесткого» от 12 %до 14 %, остальное на участки с «частичным»сцеплением и разновидностям «частичного» с другимипоказателями.

Особое внимание былообращено на интервалы с повышеннымитемпературами (более 70 0С) – интервалызалегания ачимовской и тюменской свит (таблица 2). Установлено,что «качество» сцепления цементного камняс обсадной колонной при проведениигеофизических исследованийнепосредственно послецементировочных работ значительнолучше в сравнении

Рисунок 2 – Изменениекоэффициента качества цементированияскважин по данным АКЦ (УренгойскоеНГКМ)

 Рисунок 3 – Процентноесоотношение категорий -2

Рисунок 3 – Процентноесоотношение категорий «сцепления» поданным акустической цементометрии(Уренгойское НГКМ)

Таблица 2 – Результатыинтерпретации АКЦ в интервале 2000 м – забойскважины

Номерсква-жины Площадь Диаметр, мм Глубина спуска, м Плотность тампонажного раствора,кг/м3 Результаты интерпретацииАКЦ Срокипроведения замеров (послецементирования)
колонны ствола отсут. отсут. в основном плохой с участками отсутствия плохой плохой с участкамичастичного частичный и плохой частичный жесткий, частичный и плохой жесткий и частичный жесткий Ккач*
757-Р Уренгой-ская 140 216 3789 1760 73,7 8,7 5,4 4,1 0 3,4 0 3,1 1,6 0 0,09 2месяца
738 УГКМ 245 295 3590 1760 19,3 0 0 0 0 0 67,6 0 0 13,0 0,58 3сут
2360 Уренгой-ская 114 140 2626 1800 3,2 0 0 0 58,3 0 0 0 13,6 24,9 0,63 3сут
2359 Уренгой-ская 114 140 2714 1760 23,8 0 35,1 0 0 41,1 0 0 0 0 0,30 15сут
291 Уренгой-ская 114 161 4024 1850 0,8 0 0 0 0 0 98,4 0 0 0,8 0,66 1сут
743 УГКМ 140 216 3759 1930 54,7 0 0 0 0 0 45,3 0 0 0 0,30 22сут
208 Песцовая 245 295 3351 1920 0,1 0 0 0 0 53,9 16,9 17,0 11,9 0,1 0,42 15сут
741 Уренгой-ская 140 216 3871 1820 0 4,6 8,1 0 0 68,5 12,7 0 0 0 0,35 15сут
103 С-Сам 168 216 4168 1700 39,3 11,0 27,0 0 1,3 5,9 3,0 6,0 3,5 3,1 0,24 25сут
201336 Уренгой-ская 140 216 2826 1820 21,3 0 0 0 0 59,1 0 0 0 19,6 0,52 2сут
728 Уренгой-ская 146 161 3704 (жрк) 65,0 11,2 0 0 7,0 4,7 9,4 0 0,4 2,3 0,12 1 месяц

Примечание: * —, где Кi – категория«сцепления» в i-интервале; hi – толщинаi-интервала; H – толщинаинтервала, подвергнутого анализу

с замерами, произведенными позже – более 5 суток.Например, показатель качества (Ккач) по скважинам№№ 201336, 2360, 291 составил – 0,52-0,66. Со временицементирования до осуществления замеров прошло не более5 сут. В скважине№ 103 показатель качества составил 0,24, вскважине № 2359 – 0,30, в скважине № 728 – 0,12. Замерыпроизведенысоответственно через 5,15 и 30 суток послецементировочных работ. Цементирование скважиносуществлялось цементным раствором на основетампонажного портландцемента.Полученные данные свидетельствуют о низкойтермостойкости сформированногоцементного камня.

Аналогичныеисследования были проведены и поОренбургскому нефтегазоконденсатномуместорождению (ОНГКМ). Установлено, что современи разработки месторождения пластовыедавления значительно понизились. Врезультатевоздействия повышенных репрессий вусловиях раздренированных коллекторов и ростатрещиноватости увеличилась частотапоглощений при первичном вскрытии до 77 % ипри глушении скважин (для осуществленияремонтных работ) до 83 %. Увеличение осложнений,связанных с поглощением бурового раствора, отразилось и наснижение дебитов скважин. Увеличился срококупаемости затрат на строительствоскважин, на ее ремонт, что и определилонизкую рентабельность доразработкиместорождения. Проведенный совместно с В.С.Гороновичеманализ распределения давления по зонам(участкам) ОНГКМ показал, что плотностипромывочных жидкостей при их вскрытиидолжны находиться в пределах 486,0-1146 кг/м3. Это говорит онеобходимости использования двухфазныхсистем. Наиболее целесообразно при этомиспользование пен.

Что касается вопросов,связанных с разобщением продуктивныхпластов этого месторождения, тообострилась проблема обеспечения стойкости тампонажного камня квоздействию сероводорода.Еще в 70-х годахШ.М. Рахимбаевым, В.С.Данюшевским и др. убедительно былопоказано, что после трех месяцевнахождения портландцементного камня в сероводороднойсреде он разрушается практическиполностью.Позднее (В.М. Кравцовым и Ф.А.Агзамовым) данный факт былподтвержден и объясненрезультатами теоретических исследований. Показано,что обеспечение коррозийной стойкости вусловиях сероводородной агрессии определяетсятермобарическими условиями окружающей среды исоставом тампонажного материала. В настоящеевремя, по-видимому, ввиду сложностипроведения влабораторных условиях «прямых» исследованийкоррозионной стойкости цементного камняпри воздействии сероводородного иуглекислого газов, публикаций на даннуютему не имеются.

Таким образом,изложенное позволяет считать, что проблемаповышения эффективности использованиязатрат на строительство скважин остаетсяактуальной инеобходимой. Ее решение возможно толькообеспечением максимально возможногосохранения фильтрационно-емкостныхсвойств коллекторов углеводородов и надежнымих разобщением при строительстве скважин.Поставленная цель достигается снижениемотрицательных последствий, обусловленныхвзаимодействием «скважина –пласт», путем регулированияфильтрационных процессов в приствольнойзоне пласта – изменением структуры поровогопространства породы и снижением фильтратоотдачи,применяемых технологических жидкостей.

В третьем разделе, базируясь наисследованиях М.Р. Мавлютова,В.Н. Полякова, Ю.С. Кузнецова, развитонаправление по повышениюгидроизоляционных свойств приствольной зоныпласта методом кольматации.

В.Н. Поляков в своихработах убедительно показал, что причинойсниженияпоказателей работы скважин является гидравлическаясвязь флюидонасыщенных пластов со стволом скважины, аосновными факторами – нестационарныепроцессыгидродинамического взаимодействия системы «скважина – пласт»,неконтролируемое изменениегидромеханических давлений, пассивные похарактеру и неуправляемые процессы формированияприствольного кольматационного экрана ифильтрационной корки. Следствием этих негативныхявлений при первичном вскрытиипродуктивной толщи становится ухудшениеприродных коллекторских свойствнефтенасыщенных пластов, снижение ихпотенциальной продуктивности, ранняяобводненность скважин. Их устранениедостигается созданием в приствольной частипласта кольматационного экрана. Высокиегидроизолирующие характеристикипоследнего, как показано в работе Л.М.Кочеткова, способствуют повышениюградиента гидроразрыва стенок скважины доградиента горного давления (0,026 МПа/м) иобеспечивают сохранность герметичностиствола при действии депрессий до 3,0 МПа(тиррегенные породы) и до 5,0 МПа вкарбонатных отложениях.

Применение этойтехнологии позволяет разрешить основноеприродно-техническое противоречие втехнологических процессах строительства иэксплуатации скважин – восстановитьприродную гидроизоляцию вскрытыхбурениемфлюидонасыщенных пластов. Высокиегидроизолирующие показатели приствольногокольматационного экранаи уплотненногодинамическим давлением до 8,0 МПа фильтрационной корки настенках скважины позволяют реализовать во всехпоследующих технологических процессах рядважных для качества иэффективности работ эффектовсистемного характера. В первую очередь,предупредить возникновение и действие вскважине нестационарных процессовгидродинамического взаимодействияфлюидонасыщенных пластов со стволом исвязанных сними негативных последствий: поглощения,гидроразрыв, газонефтеводопроявления,обвалообразования, межпластовые перетокифлюидов, загрязнение призабойной зоныпродуктивных пород.

Одновременносоздаются благоприятныегидродинамические условия для оптимизациитехнологических процессов первичноговскрытия продуктивных отложений приблизких к пластовому или отрицательныхдифференциальных забойных давлениях (2-3) МПа,комбинированного разобщения комплексафлюидонасыщенных пластов продуктивнойтолщи, совершенствования конструкций забоя скважин всложных природных и аномальных(техногенного происхождения) геолого-промысловыхусловиях разработки нефтегазовых залежей,а также опережающей изоляции водонасыщенныхпластов –потенциальных обводнителей добываемойпродукции.

Теоретическимиисследованиями было установлено, что сувеличением степени кольматации проникающаяспособность фильтрата бурового или тампонажного растворов иих объем впласт и пластового флюида в скважинуснижается в 2-10 раз. Степень кольматации(99 %) достигается с применениемискусственных методов кольматации путемиспользования специальных устройств вбурильной колонне (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков,В.Ф. Галиакбаров, Р.Ш. Муфазалов) или воснасткеобсадной колонны (Ю.С. Кузнецов, В.П.Овчинников).

Учитывая технологиюразобщения пластов, затраты на подготовкуствола и цементирование скважиныпредлагается кольматационную обработкустенок ствола скважины осуществлять впроцессе спуска и цементирования обсадныхколонн.В этом случае, при обработкествола скважины гидравлическимиимпульсамидавлений, а также в результатегенерирования в потоке волновых процессов, вприствольном участке образуетсякольматационный экран, эффективноснижающийобщую проницаемость пласта. Толщина этогоэкрана (10-30)·10-3 м, что не должно существенновлиять на последующую производительностьскважины, поскольку легко преодолевается засчет применения современных методов итехническихсредств вторичного вскрытия. Проведена сравнительная оценка влияниякольматационного экрана на изменениедавления (депрессии на пласт) приосвоениискважины. Оценка производилась поизменению скин-эффекта, поскольку известно, чтоскин-эффект это дополнительная величинадепрессии на пласт, которую необходимосоздать, чтобы получить тотже приток флюида в случае закольматированного(загрязненного) пласта, что и в отсутствиизоны загрязнения.

В качестве исходныхданных принимались параметры характерныедля месторождений, разбуриваемыхпредприятием «Тюменбургаз»: геометрическиехарактеристики скважины,проницаемость, мощность пластов, дебит,динамическая вязкость флюида в пластовых условиях. Степенькольматации принималась от0,8 до 0,99. Проникновение кольматирующих частиц(10-30)·10-3м.

Анализ полученныхрезультатов показывает, что происходитрезкое увеличение скин-эффекта при снижениипроницаемости, который в зависимости отстепеникольматации может достигать до 20 единиц ивыше (скин-эффект имеет отрицательный знак).

Предложено в качествекольматирующего агента использоватьцементоводную суспензию с водотвердымотношением порядка 10. Разработанаметодика(руководство) по выбору технологическихрежимов кольматации проницаемых пластов.

В случае наличияинтервалов поглощений, сцелью их предупреждения иликвидацииперспективным являетсяприменение принудительнойкольматации в сочетании собработкой поглощающих интервалов полимерсолевыми композициями.После вскрытия зоны поглощения стволскважины обрабатывается специальнойжидкостью, например водным раствором солей. Приих взаимодействии с поровой жидкостью, вчастности с ранее поступившим в структурупорового пространства буровым растворомна полимерной основе илиего фильтратом, происходят сшиваниемакромолекул полимера с образованием агрегатов,которые снижают проницаемость пласта, аследовательно и объемпоступления фильтрата в пласт.В качестве полимера рекомендованоприменение полимеров акрилового ряда, адля сшивки молекул растворы хлоридакальция и натрия. При этом, взамендорогостоящих солей хлоридов кальция,натрияпредложена солевая композиция, получаемаяпутем термическойобработки жидких отходовпроизводства кальцинированной соды,минералогический состав которой представлен«твердымраствором»соединений: CaCl2– 52-62 %;NaCl – 34-36 %;Ca(OH)2 – 0,05-0,36 %;Fe2O3+Al2O3 – 0,007-0,400 %; SiO2–0,03-1,90 %. Гранулометрический состав– частицамиразмерами 0,04-0,05 мм – 55,2-55,8 % и 0,05-0,10 мм – 42,0-46,3 %.

Результатыисследований, частично представленные втаблице 3, показаливозможность их применения дляселективного разобщения вскрываемыхпластов:против водоносного горизонта использоватьсостав, не изменяющий своисвойства в течение длительноговремени, а против продуктивного,например,нефтяногогоризонта –наоборот, что значительно бы сократилозатраты материалов и времени на проведениеработ по вторичному их вскрытию.

После обработкиинтервала поглощения по предлагаемойтехнологии осуществляется проработка всегоинтервала цементирования с использованиемтехнологиикольматации.

В четвертом разделеприводятся сведения по разработкерецептур промывочных жидкостей для вскрытияпродуктивных пластов с различнымибаротермическими условиями, представленырезультаты исследованийфизико-механических свойств разработанныхрецептур, дано объяснение процессам ихвзаимодействия с пластами.

Вопросам изучениямеханизма влияния буровыхрастворов на состояниеприскважинной зоны продуктивного пласта,современным представлениям о процессахвзаимодействия «скважина-пласт» посвященыисследования:Р.А. Абдуллина, О.К.Ангелопуло, В.А. Амияна, Б.А.Андресона, Д.Амикоса, Г.А. Бабаляна, У.М. Байкова, О.Н.Балаевой, В.С. Баранова, Г.П.Бочкарева,А.И. Булатова, И.Ю. Быкова,Э.Х. Векилова, М. Вильямса,Е.Е. Гилла,В.Д. Городнова, В.В.Грешинина, А.С. Гуменюка, Т.И. Гусейнова, Б.В.Дерягина, М.М. Дороша, И.П. Елманова, И.А.Жданова, Г.С. Кисельмана, Э.Г.Кистера,И.В. Косаревича, А.Т. Кошелева, В.И.Крылова, Н.И. Крысина, Р.Крюгера,Я.М. Курбанова, М.М. Кусакова,В.А. Левшина, М.И. Липкеса, У.Д. Мамаджа-нова, М.Маскета, В.И.Матицына, В.П. Овчинникова, А.И.Пенькова,В.Н. Полякова, П.А. Ребиндера,В.Ф. Роджерса, В.И. Рябченко, А.С.Сатаева,И.В. Стрелецкого, С.К. Фергюссона,Н.И. Фесенко, А.У.Шарипова,Р.И. Шищенко, L. Astrella, R.C. Churchwell, G.E. Dawies, D.A. Mead, D.B. Grames, A. Hinds, C.B. Powter, C.T. Stillwell, G.A. Webster, P.K. Zimmerman и многихдругих.

Таблица 3 – Влияниеэлектролитов на процессы гелеобразованияполимеров

Вид Кол-во электро-лита, см3 Состояние смеси Поведение геля в среде Времягелеобра-зования, мин Устойчи-вость геля Эксперт-ная оценка
поли-мера электро-лита минеральной углеводо-родной
ГПАА (ДК Drill) КФВК 50 Желеобразная форма 50 0,02 3
СК 50 Безизменения - - 1
MN(NO3)2 80 Безизменения - - 1
КФВК MN(NO3)2 65 200 Безизменения - - 1
СК MN(NO3)2 50 90 Безизменения - - 1
ГИПАН КФВК 30 Волокнистый гель Гельзатвердеваю-щий Гельпластичный 15 0,18 5
СК 60 Плотныйкомокгеля Гельупрочненный Гельпластичный 10 0,2 5
MN(NO3)2 200 Плотныйгель Гельупрочненный 13 0,15 4
КФВК MN(NO3)2 55 10 Безизменения - - 1
СК MN(NO3)2 50 35 Вязкопластич-ный гель Гельупрочненный Гельпластичный 11 0,19 5
УЩР КФВК 50 Вязкопластичный гель 23 0,62 5
СК 50 Безизменения - - 1
MN(NO3)2 100 Безизменения - - 1
КФВК MN(NO3)2 10 10 Желеобразная форма 30 - 3
СК MN(NO3)2 В раз-личных концент-рациях Без изменения - - 1

Примечание: ГПАА (ДКDrill) – 2 %-ный растворгидролизованного полиакриламида; ГИПАН – 10 %-ный растворгидролизованного полиакриламида; УЩР – 40 %-ный растворуглещелочного реагента; КФВК – 45 %-ный растворкремнефторводородистой кислоты; MN(NO3)2 – 5 %-ный растворнитрата марганца; СК – 30 %-ный растворсолевой композиции

Ими установлено, чтофильтрационные свойства призабойной зоныпласта (ПЗП),впоследствии оказывающие влияние на работу скважин, формируются смомента первичного вскрытия коллектора,когда идет процесс образованияфильтрационной корки. Учитывая факторвремени, в течение которого системаприходит в квазиравновесноесостояние,можно полагать, что основное времяформирования ПЗП составляет отнескольких часов до 7-10 суток. Именно за этовремя осуществляется вскрытиепродуктивного пласта и его разобщение.Указано и на негативное влияние содержания твердойфазы в промывочных жидкостях. При проникновении твердойфазы в поры и особенно втрещины коллекторов, резко уменьшается проницаемостьприствольной зоны. В результате фильтрациипроводящиеканалы заполняются плотной пастообразнойглинистой массой, которая на длительныйсрок закупоривает пути движенияуглеводородов к скважине.

Проникновение в пластколлоидных и субколлоидных частицсопровождается их адсорбцией на поверхностипоровыхканалов коллектора. Приналичии вуглеводородах асфальтосмолистых веществони образуют межфазные пленки. Посколькумежфазные пленки и адсорбционные слоиуменьшают сечение поровых каналов и практически нерастворяются в фильтрующихся углеводородах,проницаемость коллектора резкоснижается.

При попаданиидисперсионной среды в поровоепространство коллектора происходятразличные процессы: химические,физические, сорбционные, осмотические,капиллярные, адгезионные,электростатические и др.

Разработано множестворецептур промывочных жидкостей,предназначенных для вскрытия продуктивныхгоризонтов.

С точки зренияэкономической целесообразности, простотыприготовления и обработки, экологической,промышленной и пожарной безопасностейнаиболее приемлемыми являются растворы наводной основе. Однако вода отрицательно влияетна фильтрационно-емкостные свойства породколлекторов, главным образом вследствиенабухания и диспергирования глинистыхминераловцементирующего вещества горных пород.Поэтомуиспользуются растворыразличных солей, ограничивающие гидратацию(набухание) последних.

Основными центрами адсорбциив слоистых структурахявляются межслоевые и поверхностныеобменноспособные катионы. С увеличениемчисламолекул воды, входящих в координационнуюсферу катиона, его взаимодействие со слоями ослабляется,так как энергия связи распределяется набольшее число участников. Энергиявзаимодействия катионов со слоямирастет с увеличениемплотности заряда.Следовательно, плотность расположениякатионов в межплоскостном пространстве слоистойструктуры оказывает влияние на еенабухание.

Ингибирование набухания идиспергирования может существеннозависеть и от характера аниона. Однакозначительным является вклад анионовтолько в солях низших карбоновых кислот– формиатов,ацетатов, пропионатов, где их влияние может бытьзначительно выше катионов. Буровыерастворы, содержащиетакиеингибиторы, могут утяжеляться, малочувствительны к загрязнениям, стойкидо температур 200 °С и более, не ухудшают реологическихсвойств, практически не корродируют оборудование иэкологически безвредны.

Учитывая выше изложенное, вкачестве реагентов для созданиядисперсионной среды бурового раствора быливыбраны водные растворы натриевых, калиевых икальциевых солей муравьиной и уксуснойкислот (формиаты и ацетаты).

Для обеспечениявыносной способности буровых растворовнаиболее перспективным и эффективным являетсяиспользование полимеров. Показано, чтонаиболее выгодно использовать полимеры наполисахаридной основе – оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ);полисахаридные биополимеры.

Биополимеры по своей физико-химическойструктуре склонны кбиодеструкции, т. к. основнымструктурным звеном их макромолекул служит,как правило, но не всегда, –углеводсоставляющая, которая, в своюочередь, является основным питательным компонентом вжизнедеятельности микроорганизмов. Поддействиемпродуктов жизнедеятельности бактерийснижается рН буровых растворов, они«загнивают», что ухудшает ихтехнологические свойства. Этотнедостатокустраняется при использовании, в качестведисперсионной среды, растворов солей уксусной кислоты,которые являются бактерицидами и обладаютконсервирующим действием.

Дополнительно регулирование реологических и тиксотропныхсвойств раствора возможноизвестными реагентами КМК,Fito-PK, ПСи сульфацелом.

Плотность растворовпредложенных солей может максимальносоставить 1400 кг/м3, в то время как геологическиеусловия строительства скважин требуют применениярастворов большей плотности. Длядостижения необходимой плотности в составпромывочной жидкости требуется вводитьутяжеляющую добавку. Карбонат кальция наиболееэффективен в качестве утяжелителя, главнымобразом,потому что фильтрационная корка, котораяобразуется на стенках скважины в интервалепродуктивного пласта, удаляется приобработке соляной кислотой.

Исследованияфизико-химических свойств растворов, ихфильтратов осуществлялись с использованием стандартныхметодов и методик, насоответствующемоборудовании. Глубину зоны кольматации икоэффициент восстановления ФЭС образцов пластаосуществляли на установке– тестер реакции породфирмы «ChandlerEngineering»;ингибирующую способность реагентов и фильтратов– по методике Жигача-Ярова; поверхностныесвойства –методом капиллярного поднятия.

Образцы породы дляисследований подготовлены из керновогоматериалаколлекторов Уренгойского иЯмбургского месторождений.

При проведенииисследований в отдельных случаяхиспользовался полнофакторный эксперимент, в других(при большом количестве входных параметров, более трех) – планированиеэксперимента с помощью дробной реплики. Обработкарезультатов исследованийосуществлялась с использованием методов математическойстатистики сприменениемкомпьютерных программ Statistica W/6.0, Microsoft Excel 7.0.

Разработка рецептурыпромывочных жидкостейпроводилась последующемуплану: обоснование вида дисперсионнойсреды, затем – типа полимера, после чего – вида добавок длярегулирования тех или иныхтехнологических свойств раствора и наконечном этапе – оптимизациякомпонентов предлагаемой рецептуры промывочнойжидкости.

Для проведенияисследования по обоснованию выбора солейингибиторовнабухания глинистых минералов(использовалось цементирующее вещество пород коллекторов,полученное из кернового материала) рассмотрены солихлоридовкалия, кальция; формиаты кальция,натрия; ацетаты кальция,калия, натрия. Оценкаэффективности ингибированияосуществлялась в сравнении с хлоридомкалия по их ингибирующей способности иизменению поверхностного натяжения.За показатель ингибирующейспособности () принята величина, характеризующая набухаемостьобразца в исследуемой среде (К2р)по сравнению с его набухаемостьюв дистиллированной воде (К2в),по выражению. Частично результатыпредставлены в таблице 4 и на рисунке4.

Установлено, чтонаибольшей ингибирующей активностьюобладает уксуснокислый калий. По степенинабухаемости катионы металлов можнорасположитьв следующий ряд: К+>Са2+>Na+. Влияние анионовна способность глинистых минералов к набуханию имеетне столь однозначное действие, как в случаес катионами. Для случая разбавленныхрастворов их можно расположить в следующий ряд: HCOO>СH3COO>Сl. Сповышением концентрации(до 10 % вес.)влияние анионов муравьиной и уксуснойкислот уравнивается, и

Таблица 4 – Результатыисследований величины набуханияцементирующего вещества пласта Ач3-4 в различныхсредах

Среда Концентрация, % вес Коэффициентынабухания Ингибирующая способность,
Дистиллированная вода - 2,27 1,27 0
Раствор формиата натрия, (HCOO)Na 4,76 1,38 0,38 2,34
9,09 1,37 0,36 2,53
16,67 1,33 0,33 2,84
23,08 1,28 0,28 3,54
Раствор ацетата натрия, (CH3COO)Na 4,76 1,51 0,51 1,49
9,09 1,4 0,4 2,18
16,67 1,34 0,34 2,74
23,08 1,27 0,27 3,70
Раствор формиата кальция, (HCOO)2Ca 4,76 1,45 0,45 1,82
9,09 1,42 0,42 2,02
Раствор ацетата кальция, (CH3COO)2Ca 4,76 1,49 0,49 1,59
9,09 1,43 0,43 1,95
16,67 1,38 0,38 2,34
Раствор ацетата калия, (CH3COO)K 4,76 1,26 0,26 3,88
9,09 1,22 0,22 4,77
16,67 1,19 0,19 5,68
23,08 1,16 0,16 6,93
41,18 1,13 0,13 8,77
Раствор хлорида калия, KCl 4,76 1,38 0,38 2,34
9,09 1,25 0,25 4,08
16,67 1,23 0,23 4,52
23,08 1,20 0,20 5,35

Примечание: Vн– объемобразца перед экспериментом; Vк– объемобразца после проведенияэксперимента

при дальнейшем увеличенииконцентрации анион уксусной кислотыоказывает большее влияние наингибирование глинистого материала.

Рассмотренные солиможно разделить на две группы. Группу,повышающуюсмачивающую способность (неорганическиесоли, соли муравьиной кислоты),и понижающую (соликарбоновых кислот, стоящие вгомологическом ряду выше метана). Ихвлияние на смачивающую способность темсильнее, чем сильнее ионная активностьраствора.

Таким образом, длясоздания дисперсионной среды с высокойингибирующей способностью целесообразноиспользовать соли хлорида калия,

 Рисунок 4 – Изменениеповерхностного натяжения от -6

Рисунок 4 – Изменениеповерхностного натяжения от концентрациирастворов

ацетата калия иформиата натрия. Они обладают большейрастворимостью, чем хлориды натрия икальция, позволяют получать растворыплотностьюдо1415 кг/м3 притемпературе 18 0С, менее токсичны, чем соли брома,цинка или фтора, и имеют достаточноневысокую стоимость.

Для выбора реагентаструктурообразователя исследовалисьследующие полимеры рядаполисахаридов: гуаровая смола, декстрины,оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ)– маркисульфацел, 4 марки Tylosа, биополимерыфирмы KEM-ТRON (Япония) – КЕМ-Х, КЕМ-ХD;Xanthan gum (ShandongFufeng Fermentation Co, Китай); крахмалыимпортного производства – Flogel LV, Supramyl, IDF-FLR, C240, KEM STARCH-C; крахмалыотечетсвенного производства – экструзивныйячменный, картофельный технический,кукурузный, ржаной, пшеничный, ячменный. Оценкаспособности полимера эффективно загущатьжидкости (формировать коагуляционную структуру)осуществлялась по показателю эффективнойвязкости навискозиметре при градиентескорости сдвига 100 с-1.

По результатамисследований было установлено:

  • гуаровая смола резкои на значительную величину повышает реологические показателираствора,попытки ихснижения до приемлемых значений за счетувеличения водосодержания приводят к увеличению показателя фильтроотдачи;
  • декстрины не обеспечиваютрегулирование физико-химических свойствни в пресных, ни вминерализованных средах,их можноиспользовать в качестве дополнительныхреагентов для регулирования реологическихи структурно-механических свойств безглинистых буровыхрастворов;
  • ОЭЦ марок Tylosахорошо растворяются в пресной воде и внасыщенномрастворе ацетата калия,более вязкие – растворы марок ЕННи ЕНМ, менее вязкие ЕСН иЕ29651, сульфацелрастворяется в пресной и минерализованнойсредах сменьшейскоростью, для еерастворения необходимо перемешивание в течение не менее 2-3часов;
  • биополимеры хорошо растворяются впресной и соленой среде, придают растворамвысокие реологические параметры. Дляполучения одной и той же вязкости расходполимера марки Xanthan gumзначительно ниже, чем KEM-XD. Показателисвойств растворов на основе крахмаловимпортного производства несколько хуже в сравнении скрахмалами отечественного производства.Средниепоказатели по исследованным видамкрахмалов составляют: по условнойвязкости –40 с, по показателю фильтрации –11 см3/30мин, по вязкости – 14,5 мПа·с, постатистическому напряжению сдвига – 10,9 дПа. Для отечественныхкрахмалов эти показатели соответственноравны:22,5 с; 5,6 см3/30 мин, 6,4 мПа·с; 4,75 дПа. По эффективности крахмалырасполагаются в следующей последовательности: картофельный ячменный пшеничный ржаной кукурузный.Исследованытакже крахмальные реагенты фирм«Спецбуртехнология» и «Полицелл».Крахмальные реагенты этих производителейв воде полностью не растворимы. Для их растворениятребуется дополнительная обработкащелочью, в соотношении 15:1. Кроме того, они имеютвысокую стоимость – в 4-8 раз выше в сравнении сэкструзивными.

Учитывая меньшуюстоимость и полученные результаты для дальнейших исследований былиприняты биополимеры: Xanthan gum икартофельный крахмал.

На рисунках 5 и 6 представленынекоторые результаты исследований поизучению влияния содержания биополимера иацетата калия на реологические параметрыраствора.

 Рисунок 5 – Зависимостиреологических -7

Рисунок 5 – Зависимостиреологических параметров отконцентрации биополимера

 Рисунок 6 – Зависимости реологическихпараметров -8

Рисунок 6 – Зависимости реологическихпараметров раствора биополимера от концентрации привведении ацетата калия

Видно, что сувеличением концентрации электролитазначение предельного напряжения сдвига (0) и показателяконсистенции (К) практически не изменяются, увеличиваетсястепень нелинейности(n). Последнее связано с упрочнениемсвязей между звеньями полимера,препятствующим разворачиванию клубковмакромолекул. При введении в составполимерного раствора инертных частиц(утяжелителей, облегчающих добавок)указанные связи обеспечивают удержание их вовзвешенном состоянии, т.е. препятствуютосаждению.

В целях болееэффективного снижения фильтратоотдачи растворарассмотренои предложено использование TylosаЕ29651.

В результатепроведенных экспериментальныхисследований предложены для практическогоприменения рецептуры промывочныхжидкостей(таблица 5).

Для условийУрало-Поволжья, на примере Оренбургского нефтегазоконденсатногоместорождения, совместно с В.С.  Гороновичем предложен составпромывочной жидкости для первичноговскрытия пластов и получения на их базе стабильных пен,отвечающих следующим требованиям: размерыкислоторастворимой твердой фазыдолжны иметь размеры впределах 0-10·10-6м;повышеннуювязкость среды для замедления истеченияжидкости из пленок по каналам «Плато» под действиемкапиллярных и гравитационных сил; возможность регулированияфильтрационных и реологическиххарактеристик системы; быть экологическибезопасными. Этим требованиямсоответствуют растворы на основе гидрозолейалюминия Al(OH)3n(H2O), способныеобразовывать гели. В качестве исходныхвеществ обоснован выбор хлористого алюминия (AlCl3) и мелатехнического (CaCO3). Процесс ихвзаимодействия сопровождается образованиемгидратированных катионов алюминия с выделением СО2 и хлористогокальция. Гидратированные катионы алюминияпри повышении Н среды гидролизуются собразованием гидроксида алюминия видаAl(H2O)3(OH)3. При ихполимеризации происходит образованиеконденсированных коллоидов,обеспечивающих образование геля, которыйрекомендован в качестве промывочнойжидкости для вскрытия трещиноватыхколлекторов, представленных известняками.Результатами экспериментальныхисследований определен состав раствора,оптимальное содержание компонентов,который также представлен в таблице 5(поз.8).

Таблица 5 – Рекомендуемыесоставы и параметры буровых растворов длявскрытия продуктивных пластов

№п/п Раствор Условие применения
состав параметр
1 2 3 4
1 Высокоминерализованныйбезглини­стый буровой раствор, включающий:формиат натрия 9-30 %; мраморный порошок 0-12 %;сульфацел до 3 %; пеногаситель МАС 200, растворенный вдизтопливе в соотношении 1:20 0,2-0,4 %; техническаявода (пат. 2277572 РФ) Плотность,кг/м3 – 1100-1300; Водоотдача, см3/30 мин – 1-7; ДНС, дПа – 70-240; Пластическая вязкость,мПа·с –25-75 Пластовые давления соответствуютгидростатическому давлению воды. Пластовая температура– до 1300С. Пласт представлентерригенными породами с поровой и порово-трещиннойструктурой
2 Буровойраствор с содержанием формиата натрия,включающий: формиат натрия 9-33 %; ПС 1-3 %;пеногаситель МАС 200, растворенный в дизтопливе всоотношении 1:20 0,1-0,3 %; техническая вода остальное(пат. 2277569 РФ) Плотность,кг/м3 – 1050-1230; Водоотдача, см3/30 мин – 2-3; ДНС, дПа – 38; Пластическая вязкость,мПа·с –24
3 Силикатно-крахмальный буровойраствор,включающий: крахмал – 2 %; NaOH – 0,08 %; метасиликатнатрия – 1,2 %;KCl – 3 %; пластовая водаостальное(пат. 2203919 РФ) Плотность,кг/м3 – 1124; Водоотдача, см3/30 мин – 4; ДНС, дПа – 4,5; Пластическая вязкость,мПа·с –9,5
4 Солестойкий буровой раствор,включающий:формиат натрия 9-45 %; мраморный порошок 0-10%; полимер Fito-PK 105%; техническая вода 46-87 % (пат. 2277570 РФ) Плотность,кг/м3 – 1050-1400; Водоотдача, см3/30 мин – 1-5; ДНС, дПа – 48-150; Пластическая вязкость,мПа·с –25-70 Пластовые давления вышегидростатического давления воды. Пластовая температура– до 1500С. Пласт представлентерригенными породами с поровой и порово-трещиннойструктурой
5 Безглинистый буровой раствор,включающий:формиат натрия 13-44 %; КМК до 5 %; мраморныйпорошок до 14 %; пеногаситель МАС 200, растворенный вдизтопливев соотношении 1:20 0,1-0,3 %; техническаявода остальное (пат. 2277571 РФ) Плотность,кг/м3 – 1050-1450; Водоотдача, см3/30 мин – 2,4; ДНС, дПа – 80-140; Пластическая вязкость,мПа·с –30-60
6 Полимерсолевой буровой раствор,содержащий:ацетат калия – 28 %; Xanthangum – 0,1-10,15 %; TylosаE29651 – 0,3-0,5 %; мраморнаякрошка фракции 0,1-0,2 мм – 40-45 %; техническая вода остальное Плотность,кг/м3 – 1650-1750; Условная вязкость, с– 60-90; СНС, дПа (1 мин/10 мин)20-40/30-50; ДНС, дПа – 15-40; Водоотдача, см3/30 мин – 8-9; Стабильность, % – <2
7 Утяжеленный буровой раствор,включающий:формиат натрия 10-30 %; глина – 1-2 %; барит 10-60 %;КМК 1-5 %; КЛСП1-7 %; ФХЛС 1-5 %; хромпик 0,02 %; NaOH 1 % водного 25 % раствора; пеногаситель МАС 200, растворенный вдизтопливев соотношении 1:200,01 % техническая вода Плотность, кг/м3 – 1070-2100; Водоотдача, см3/30 мин – 0,5-3,2; СНС, дПа (1 мин/10 мин)–15-20/60-90; ДНС, дПа – 70-180

Продолжение таблицы 5

1 2 3 4
8 Коллоидполимерный буровойраствор, включающий: алюмохлорид –1,33-2,67 %; мел молотый технический – 1,5-4,0 %; каустическаясода –0,1-0,5 %; стабилизатор – МК, КМЦ, КМК – 3,0-3,5 %; техническая водаостальное (пат. 2277574РФ) Плотность, кг/м3 – 1020-1070; Условная вязкость, с– 20-н/г; СНС, дПа – 0-9; ДНС, дПа – 6-12; Водоотдача, см3/30 мин – 2-8; Пластическая вязкость,мПа·с –18-58; Нраствора –8,5-9,5 Пластовое давление соответствуетгидростатическому давлению воды инесколько ниже. Пластовая температура– до 1300С. Коллектор трещинного типа

Примечание: СНС – статистическоенапряжение сдвига; ДНС – динамическоенапряжение сдвига; МК – модифицированныйкрахмал; КМЦ – карбоксилметилцеллюлоза; КМК–карбоксиметилкрахмал

Рецептурапредлагаемого раствора может быть основойдля получения пен, путем ее аэрированияазотом, технологическая схема процессапредставлена в работе. Физико-механическиесвойства получаемой пены соответствуетпредъявленным требованиям.

Пятый раздел посвящен результатамэкспериментальных исследованийфизико-механических свойств тампонажныхрастворов (материалов), предназначенныхдля крепления скважин в интервалах сразличными термобарическими условиями ихарактером насыщающего пласт флюида.

Вопросам изученияфизико-механических свойств тампонажныхрастворов (камня),разработке составов тампонажныхматериалов, обеспечению качества разобщенияпродуктивных пластов посвящены исследования: Ф.А. Агзамова, М.О. Ашрафьяна, А.И.Булатова, В.С. Бакшутова,В.С. Данюшевского,С.С. Джангарова, В.Г.Добрянского, М.С. Дона, Н.Х. Каримова, А.А.Клюсова, В.И. Крылова, Ю.С.Кузнецова, Я.М. Курбанова, А.К.Куксова,У.Д. Мамаджанова, М.Р.Мавлютова, А.Х. Мирзаджанзаде, Д.Х.Новохатского, В.П. Овчинникова, В.Н.Полякова, Ш.М. Рахимбаева, А.А.Рябоконя,Е.М. Соловьева, Н.Е.Щербича, И.Г.Юсупова, Мантмана, Хармса, Саттона, Моуди, Шоулдиса имногих др.

В работах В.Н. Полякова однозначноуказывается, что основная причина низкогокачества работ по цементированию скважинобусловлена взаимодействием скважины спластом, а в данном случае фильтроотдачейтампонажного раствора в пласт. И вэтой связи необходимоприменение тампонажных растворов с низкойвеличиной этогопоказателя. На наш взгляд, наиболееэффективными путями его снижения являются вводспециальных добавок, связывающих частьсвободной воды затворения, либо сниженияводосодержания введением пластифицирующихреагентов.

В буровой практике длясвязывания части жидкости затворенияиспользуютвысокомолекулярные соединения,относящиеся к классу полисахаридов(ММЦ, ОЭЦ,КМЦ, крахмал и др.), акриловых полимеров(ПАА, метас, гипан, М-14 и др.),полиэтиленоксид (ПЭО), поливинилацетат(ПВА), поливиниловый спирт (ПВС),моноаллиламин (МАА), полиамин и другие.Индифферентность ряда полимеров из классаэфиров целлюлозы в отношении составляющихпортландцемента и кристаллическихновообразований (продуктов еговзаимодействия с жидкостью затворения) объясняетсяналичием неионогенных(например метаоксильных, оксипропильных) групп, невзаимодействующих с реакционноспособными центрамицементных частиц (Са2+, Al3+ и др.).

Изложенное обусловилопостановке (совместно с В.Г. Татауровым) исследований по изучению влиянияоксиалкиловых эфиров целлюлозы, выпускаемыефирмами Heochst(Tylosа – EHM, EHH, EH, H2Oр),Hercules (Natrosol 250, GR, MBR, HHBR, H4BR) и отечественный–сульфацел,на фильтрационные и физико-механическиесвойства тампонажного раствора иформирующегося цементногокамня на основе портландцемента. Результатыисследований представленыв таблице 6.

Исследована такжевозможность газопрорыва (по методикам,предложенными Е.М. Соловьевым, Я.М.Курбановым) по тампонажному раствору впериод его перехода в твердое состояние.Возможность прорыва пластового флюидаопределяется разностью пластовогодавления между смежными проницаемыми пластами иналичием открытой(связанной) пористости вструктуре формирующегося цементногокамня. Исследования проводились напресс-фильтре фирмы «Baroid», в которыйустанавливался цилиндр, имитирующийобсадныетрубы. Градиент прорыва воды составлял 1,0МПа/м, что превышает реальные значенияградиентов давлений между пластами.

Результатыисследований позволили рекомендовать вводв состав тампонажного раствора полимерные добавки видаОЭЦ, в частности Tylosа ЕНМ в пределах0,3-0,5 % и объяснить механизм повышеннойизолирующей способности раствора с его применением,суть которого сводится к следующему.Макромолекулы ОЭЦ, обладая высокойустойчивостью к ионам кальция, засчет

Таблица 6 – Физико-механическиесвойства полимерцементных тампонажныхрастворов

№п/п Составраствора, % мас. Плот-ность, кг/м3 Растека-емость, см Прочность (2 сут),МПа Срокисхватывания, ч-мин Времязагусте-вания, ч-мин Водоот-дача, см3/30мин
ПЦТ ОЭЦ(марка) CaCl2 ЛСТП начало конец
NATROSOL250
1 100 0,7 (GR) 2 0,1 1800 21,5 4,50 5-00 6-50 2-30 11,5
2 100 0,4(HHBR) 2 0,1 1860 15,0 4,98 2-35 3-50 1-15 21,5
3 100 0,5 (MBR) 2 0,1 1810 16,0 4,75 5-50 8-00 1-30 27,0
4 100 0,4 (H4BR) 2 0,1 1830 16,0 3,34 2-40 5-20 1-20 24,5
TYLOSA
1 100 0,5 (EHM) 3 - 1840 18,0 2,90 6-50 8-50 2-30 15,0
2 100 0,3 (EHM) 3 - 1850 22,0 4,80 4-40 6-30 3-30 22,0
3 100 0,5 (EHL) 2 - 1830 18,0 3,90 6-25 8-25 5-00 21,0
4 100 0,3 (EHH) 2 - 1840 19,0 2,90 7-00 9-00 4-50 52,0
5 100 0,7 (H20р) 2 - 1830 20,0 2,60 >8-00 >10-00 8-40 72,0

Примечание: 1  Во всехслучаях В/Т=0,5; 2  ЛСТП – лингосульфанаттехнический порошковый, применялся вкачестве пластификатора

оксиэтильных группсвязывают часть свободной воды затворениятампонажного раствора и увеличиваются в объеме.Набухание сопровождается повышениемвязкостидисперсионной среды. Индифферентностьмолекул ОЭЦ к адсорбированным центрам кристалловновообразований и клинкера цемента, слабаясвязь их с поверхностью за счет водородныхсвязей и вандер-вальсовых сил,препятствуют фильтратоотдачи под действием перепада давлений. Макромолекула полимера,находясь в поровой структуре формирующегося камня, либо всужениях порпроницаемой перегородки (фильтра), кольматирует ее,снижая проницаемость. Дополнительнаякольматация возможна коллоиднымичастицами продуктов гидратации споследующей коллоидацией иструктурообразованием. Установлено, что утампонажныхсоставов с ОЭЦ фильтрационные свойстваснижаются, достигая к началу «зависания»показателя,отличающегося от начального (без ОЭЦ) в 3-10 раз.

Следующимнемаловажным показателем для обеспечениякачества разобщения проницаемых пластовявляется соответствие гидростатическогодавления столба тампонажного растворапластовым давлениям, что осуществляется регулированием егоплотности и временем существованиямалопроницаемого, достаточно прочноготампонажного камня иучастков его сопряжения с обсаднойколонной игорной породой, изменяющимися во времени отвоздействия температуры окружающейсреды и насыщающего пласт флюида.

В последнее время, всвязи с интенсификацией разработкизалежей углеводородного сырья пластовыедавления резко понизились, в разрезахскважин все чаще встречаются пласты снизкими давлениями. Все это обуславливаетнеобходимость разработки ииспользования рецептур облегченныхтампонажных растворов. Ранее автором всовместных исследованиях сА.А. Фроловым,В.И. Вяхиревым и др. было показано, чтоприменение таких облегчающих материалов, какглинопорошок, вермикулит,перлит, аргиллит и др. не способствуют решению этойпроблемы. Одни не способствуютснижениюплотности раствора ниже 1650кг/м3, другиеусложняют технологию цементирования,третьи приводят к усадочнымдеформациям, явлениям седиментации, снижениюпрочностныхсвойств, повышениюпроницаемости. Необходимыоблегчающие материалы, эффективно снижающие плотностьтампонажного раствора, неухудшающие его технологическиехарактеристики иучаствующие в формировании структурыцементного камня.

Анализ процессовразрушения цементного камня оттемпературного воздействия, воздействия агрессивныхкомпонентов добываемого газа, в частности,сероводородного и углекислого газовпоказал, что решение поставленной вработезадачи возможно путем формирования взатрубном пространстве камня, преимущественнопредставленного низкоосновнымигидросиликатами кальция. Это может бытьэффективно реализованоприменением аморфных кремнеземсодержащих материалов. Изложенное иобусловило рекомендовать алюмосиликатныеполыемикросферы (АСПМ) и газонаполненныевысокопрочные стеклянные микросферы (ВМС).Следует отметить, что данное предложение впоследствие поддержано и другимиисследователями.

АСПМ – являетсяотходом сжигания твердых топлив ТЭЦ(исследовано и опробовано сырье городовКраснодара, Томска, Тюмени, Кемерова),представляет собой легкий сыпучий порошок серогоцвета, состоящий из отдельных полых частицсферической формы, плотность которого взависимости от влажности составляет400-500 кг/см3. Его химико-минералогическийсостав: SiO2– 54,4-58,3 %; Al2O3–23,4-28,6 %; Fe2O3– 3,6-6,6 %;K2O – 3,4-6,1 %;СаО –0,8-1,7 %; MgO– 1,1-1,51 %; Na2O – 0,9-1,1 %.

ВМС – изготавливаютсязаводами стекловолокна (г. Андреевка, г.Новгород,имеются сведения об их производстве вВеликобритании). Представляют собой легкий сыпучийпорошок из отдельныхполых частиц сферическойформы, размером преимущественно 15-125 мкм, плотностьюпорядка 200 кг/м3. Прочность оболочки нагидростатическое сжатие составляет50-56 МПа.Химико-минералогический состав: SiO2 – 78-84 %; Na2O – 7-9%; СаО – 5-7%; В2О3 – 2,5-4,5 %;ZnO – 1-3%; остальноепримеси.

Некоторые результаты исследований,выполненные в соответствии с ГОСТ1581-96, представлены в таблицах 7 и 8.

Представленныерезультаты свидетельствуют о том, что привведении АСПМ до 15 % или ВМС до 8 % плотностьтампонажного раствора снижается до 1400кг/м3, чтообъясняется как пониженной плотностьюсамой добавки, так и повышеннымводосмесевым отношением – 0,7-0,8. Увеличениеводосодержания должно способствоватьпонижению седиментационнойустойчивости, прочностных свойствформирующегося камня, повышению сроковтвердения.Однако этого не происходит. Объяснениеэтим, на первый взгляд,противоречивым данным,видится в высокой степени дисперсностипредлагаемого материала. Его частицы становятсяцентрами кристаллизации при твердениитампонажного раствора, энергетическийбарьер для осуществления процессовгидратации икристаллизации новообразований снижается,процесс твердения ускоряется. Повышеннаядисперсность приводит к связываниюповерхностными электростатическими силами большогоколичествамолекул несвязанной части воды затворенияи повышению седиментационной устойчивоститампонажного раствора в целом. Формирующийся цементный камень имеетменьшую пористость, проницаемость,повышенную прочность, обусловленную наличиемсиликатных и алюминатных фаз в составевводимой добавки. Последние участвуют вформировании структуры цементногокамня.

Растворы стабильны,сохраняют свою плотность под давлением,практическинесжимаемы, легко поддаются регулированиюсвойств различными реагентами, в частностиCaCl2, НТФ – для регулирования сроковтвердения.

Таблица 7 – Физико-механическиепараметры тампонажного раствора- камня сдобавкой АСПМ

№п/п Состав раствора Темпера-тура твердения, 0С Физико-механические параметрырастворов - камня
ПЦТ,% АСПМ,% В/Т плот-ность,кг/м3 растекае-мость, м·10-2 Срокисхватывания прочность,МПа
начало конец
1 96 4 0,6 25 1600 24 3-35 4-10 3,2
2 94 6 0,6 25 1590 24 3-30 4-40 2,8
3 92 8 0,5 20 1620 19 3-45 4-10 3,0
4 92 8 0,6 25 1560 24 3-35 4-00 2,4
5 90 10 0,5 5 1560 22 8-00 9-10 2,3
6 90 10 0,6 5 1500 23 9-20 11-50 2,1
7 90 10 0,45 23 1560 18 3-05 3-30 2,0
8 90 10 0,5 20 1570 19 4-25 5-30 3,1
9 90 10 0,6 20 1500 23 5-00 6-30 2,6
10 90 10 0,7 23 1460 23 4-10 4-55 1,7
11 88 12 0,7 5 1470 25 12-60 16-00 1,0
12 88 12 0,6 20 1500 22 5-30 6-30 1,5
13 88 12 0,7 25 1520 25 4-35 5-35 1,4
14 85 15 0,45 23 1440 18 2-55 3-15 1,5
15 85 15 0,5 20 1470 18,5 4-05 5-10 2,75
16 85 15 0,6 22 1410 24 4-45 5-20 1,0
17 85 15 0,7 29 1500 26 3-00 4-08 2,2
18 80 20 0,6 5 1360 21 7-00 8-30 1,65
19 80 20 0,7 10 1410 25 5-20 7-40 1,2
20 80 20 0,5 22 1380 22 4-10 5-05 0,7
21 80 20 0,6 20 1350 20 5-33 7-00 1,4
22 80 20 0,7 30 1410 25 3-10 4-20 2,0
23 80 20 0,7 25 1440 25 6-25 7-15 1,2
24 80 20 0,75 25 1470 25 5-25 6-00 1,1
25 80 20 0,6 5 1340 21 10-30 11-50 0,8
26 75 25 0,6 22 1280 25 4-30 5-40 0,6
27 75 25 0,6 5 1280 25 9-50 11-10 0,6


Примечание: затворениеосуществлялось на 4 %-ом растворе CaCl2

Таблица 8 – Физико-механическиепараметры тампонажного раствора-камня сдобавкой ВМС

№п/п Состав раствора Темпер.тверд., 0С Физико-механические параметры раствора-камня Консистометрия
ПЦТ,% ВМС,% НТФ,% В/Т плот-ность, кг/м3 растека-емость, м·10-2 Срокисхватывания проч-ность, МПа дав-ление МПа тем-пера-тура, 0С ТЗОУЕК, ч-мин
начало конец
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Жидкость затворения вода
1 96 4 0,02 0,4 20 1720 16 11-30 14-00 1,75 Атм. 20 >12
2 96 4 0,06 0,8 65 1480 25 6-10 7-20 1,1 45 80 5-35
3 95 5 - 0,6 26 1510 19 8-40 9-30 1,4 25 40 3-00
4 94 6 0,02 0,6 50 1520 25 6-10 6-35 1,3 35 55 4-00

Продолжение таблицы8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
5 94 6 0,06 0,6 80 1530 25 6-10 6-50 2,8 55 80 6-00
6 94 6 0,04 0,5 20 1550 23 8-30 10-15 1,6 Атм 20 6-20
7 93 7 - 0,7 27 1450 25 11-30 15-40 1,2 - - -
8 92 8 0,07 0,75 60 1400 25 5-30 7-40 1,9 50 80 5-15
9 92 8 0,04 0,7 65 1430 25 7-10 8-25 2,2 50 80 4-15
10 90 10 0,04 0,8 50 1360 25 11-20 15-40 1,2 - - -
11 88 12 0,06 0,5 50 1350 20 10-50 14-50 1,4 - - -
Жидкость затворения 4 %-ный растворCaCl2
12 98 2 - 0,6 28 1700 21,5 2-55 3-30 4,2 Атм 20 3-45
13 98 2 - 0,6 7 1700 21,5 6-15 9-00 2,3 - - -
14 97 3 - 0,6 28 1660 23 3-00 3-55 3,7 Атм 20 2-30
15 97 3 - 0,6 7 1600 23 7-15 9-15 1,8 - - -

Обработка результатовисследований с использованиемкомпьютерных программStatisticaпозволила предложить эмпирические зависимости плотности раствора от егосостава

=1,777-0,018 АСПМ-0,092 В/Т (R2=0,88),

=1,937-0,029 BMC-0,406 B/T (R2=0,93).

В таблице 9 и нарисунке 7представлены результатыисследований по изучению влияния температурыокружающей среды, времени твердения иколичествавводимой добавки напрочностные свойствас формированногокамня. Их анализ показывает,что с увеличением содержания микросфер прочностныепоказателипри относительно низкихтемпературах монотонно снижаются. При температурах порядка75 0С в возрасте семи и более сутоктвердения отмечается областьих повышенныхзначений.Содержание вводимого материаласоставляет порядка 2,5-15 %. Наиболееоптимально его содержание 5-10 %. В этомслучае достигается максимальная прочностькамня. Прочностные показатели со временемувеличиваются. Дляобразцов, сформированных из тампонажногопортландцемента, без введения добавокмикросфер, отмечается с начала ростпрочностных показателей, примерно при повышениитемпературы окружающей среды до 50 0С, затем ростпрекращается и наблюдается даженекоторый ихспад. Объяснение этому – изменениефазового состава продуктов твердения.

Изложенноеподтверждается результатамитермографического и рентгеноструктурногоанализов образцов тампонажного камня.Последние (образцы камня с микросферами), твердениекоторых происходило при

Таблица 9 – Прочностныепоказатели образцов цементного камня приразличных температурах и срокахтвердения

№п/п Состав тампонажной смеси,% Темпера-тура твер-дения, 0С Пределпрочности на изгиб (МПа) в возрасте (сут)
портланд-цемент микросфер 1 2 7 28
1 100 - 22 1,3 3,0 4,1 4,9
2 100 - 50 19,9 3,8 4,2 5,1
3 100 - 75 3,1 4,1 3,8 4,3
4 100 - 100 3,0 3,6 3,6 3,4
5 100 - 130 2,4 3,3 3,3 3,1
6 95 5 22 0,8 2,4 3,9 5,3
7 95 5 50 2,2 2,6 3,8 5,6
8 95 5 75 3,0 3,9 4,2 5,9
9 95 5 100 2,8 3,5 4,5 5,6
10 95 5 130 2,1 2,8 4,3 5,6
11 90 10 22 0,7 1,3 3,4 4,6
12 90 10 50 1,9 2,2 3,6 5,6
13 90 10 75 2,6 3,2 4,5 5,1
14 90 10 100 2,3 3,3 4,3 5,4
15 90 10 130 2,4 3,2 4,4 5,4
16 85 15 22 0,6 0,9 2,2 3,2
17 85 15 50 0,7 1,6 2,8 3,4
18 85 15 75 1,7 2,1 2,8 3,7
19 85 15 100 1,6 2,6 3,1 3,9
20 85 15 130 1,9 2,6 3,1 3,8
21 80 20 22 0,5 0,7 1,5 1,7
22 80 20 50 0,6 1,2 2,1 1,8
23 80 20 75 1,2 1,8 2,2 2,3
24 80 20 100 1,3 1,9 2,4 2,4
25 80 20 130 1,8 1,9 2,3 2,3

повышенныхтемпературах, представленыпреимущественно низкоосновнымигидросиликатами кальция, в частности,тоберморитом. Их появление отмечается ужена вторые сутки. Степень гидратациивяжущего изменяется сростом температуры и возрастом с 16,5 % до 26,5 %. Ее увеличениеспособствует повышению числановообразований, что и объясняет повышениепрочности твердеющего камня. С увеличениемтемпературы общая пористость камня изпортландцемента возрастает, притемпературе твердения порядка 100 0С отмечаетсярезкий сброс прочности, идет образование трещин.Для образцов, сформированных из камня,содержащего микросферы: радиус пор образцов,твердевших при температуре до 50 0С в основномнаходится в пределах102-104, повышение температурыокружающейсреды увеличивает их число;для образцов твердевших притемпературах 50-75 0С радиус пор составляет 102-103 ;

 Рисунок 7 – Изменение прочныхсвойств тампонажного камня от-13

Рисунок 7 – Изменение прочныхсвойств тампонажного камня от температурыи состава.

Возраст твердения: а– одни сутки; б– двое суток; в– семь суток; г– 28 суток

при большихтемпературах – 103-104, число которыхв последствии практически не меняется.Изменение суммарной пористости непроисходит. Происходит лишь перераспределениепор по их размерам, с увеличением пор меньшегоразмера.Перераспределение вызвано продолжающимисяпроцессами гидратации. Уменьшениеразмеров пор и сохранениесуммарной пористости свидетельствует отермостойкости сформированного камня врассмотренном диапазоне температур 20-150 0С.

Разрушение тампонажного камня поддействием сероводородной и углекислотнойагрессии, как показано работами Ф.А. Агзамова,В.С. Данюшевского, В.М. Кравцова,Ю.С. Кузнецова, В.П.Овчинникова, Т.В. Чезловой, и др., преждевсего,зависит отсостоянияагрессивной среды, фазовогосоставацементного камня и структуры поровогопространства последнего. В силу разногохарактера гидратации основных составляющихтампонажных материалов от температуры окружающейсреды разработка «универсального»коррозионностойкого тампонажного материаладля широкого диапазона температур (от нормальных,20 0С, довысоких,150 0С ивыше) не представляетсявозможной.Учитываярезультаты исследований термостойкости,температурный интервалнами был разбит условно на двадиапазона– до100 0С и выше 100 0С. Для первогоинтервала большее значение, с точки зрения обеспечениякоррозийной стойкости в рассматриваемыхсредах,имеютструктурные характеристики цементногокамня. Особое внимание необходимо уделятьсозданию мелкопористой, малопроницаемойструктуре.Это и ранее представленные результатыисследований поровой структурыпредлагаемой тампонажной композиции смикросферами послужили основой для еерекомендации к использованию при цементированииинтервалов, насыщенныхфлюидом,содержащим сероводородный и углекислыйгазы. При этом, в целях получения более«плотной» структурыформирующегося камня, предложено ввестив состав облегченногомикросферами тампонажного материалаизвестьсодержащее вяжущее (ИВС). Состав тампонажнойкомпозиции, при котором обеспечивается достаточновысокая прочность камня и минимум рНводной вытяжки из камня в возрасте семисуток: тампонажный портландцемент завода «СухойЛог» – 66,3-72,4 %, АСПМ – 12,6-16,4 %, ИВС – 14,8-16,3 %. Результатыисследований представлены в таблице10.

Таблица 10 – Результатыисследований коррозийной стойкости

Времяпребывания в агрессивной среде Видагрессивной среды, изучаемыепоказатели
H2S CO2(газ) (H2S+CO2) газ
Kc SO32- pH Kc СO32- pH Kc SO32- СO32- pH
Исходный 1,00 2,36 12,40 1,00 8,80 12,40 1,00 2,36 8,80 12,40
3месяца 0,96 12,07 11,35 0,86 10,45 11,68 0,89 7,82 7,10 11,34
12 месяцев 0,85 14,05 10,08 0,85 14,40 11,17 0,83 8,78 7,26 11,20

Примечание: Кс – коэффициентстойкости –отношение показателей прочности (приизгибе) образцов, твердевших в агрессивнойсреде, к прочности образцов, твердевших вводопроводной воде

Представленные результатысвидетельствуют, что предложеннаярецептуратампонажного материала удовлетворительнопротивостоит агрессиигазообразных H2S иCO2.

Смеськислых газов более агрессивна, чем каждыйиз газов в отдельности. Процесс коррозии вкаждом из газов сопровождается снижениемрН водных вытяжек, что говорит о значительномрасходовании гидроксида кальция нареакции нейтрализации сероводорода иуглекислоты. Наиболее интенсивно процессыпротекают в первые несколько месяцеввзаимодействия затем затухают. Изложенноеподтверждается результатамирентгенографического итермографического анализов, а также результатамивизуального осмотра. Скорость разрушенияобразцов на основе тампонажногопортландцемента значительно выше. Образцыначали корродировать уже после пяти сутокпребывания в агрессивной среде. Появилисьтрещины, камень набух, почернел, отмеченизгиб вдоль продольной оси. Окончательноеразрушение произошло на десятыесутки.

Таким образом, проведенныеэкспериментальные исследованияподтвердилипреимущества предложенныхрецептур тампонажных материалов посравнению страдиционно применяемым тампонажнымпортландцементом и известными композициями наего основе, что явилось основой подачизаявок иполученияпатентов Российской Федерации на: облегченный тампонажный раствор– патент2204690 РФ; модифицированнуюгипсоцементную смесь – патент 2209929РФ; облегченный тампонажный раствор– патент2244098 РФ; облегченнуютампонажную смесь – патент 2187621 РФ;способ изоляции зонпоглощений –патент 2277574 РФ.

В шестомразделе представленырезультаты промышленного внедрения комплекса технико-технологическихразработок для повышениякачества вскрытия и разобщенияпродуктивных пластов вразличных регионах страны, преимущественно наместорождениях, разбуриваемых буровойкомпанией ООО «Бургаз».

Биополимерсолевыерастворы с малым содержанием твердой фазыиспользовались при вскрытиипродуктивных горизонтов на скважинахВосточно-Уренгойского, С-Нивальского, Кечимовского,Ключевого, Уренгойскогои других месторождений, коллоидполимерный раствор привскрытии продуктивного пласта Оренбургского НГКМ.

Для их приготовленияиспользуется стандартное буровоеоборудование: выносной гидроэжекторныйсмеситель, гидравлический диспергатор,механический и гидравлическийперемешиватель, насос, осреднительнаяемкость и другое оборудование.Приготовление раствора осуществляетсяпутем обработки водной среды химическимиреагентами в следующейпоследовательности. Перемешивающее устройствозаполняется необходимым объемомтехнической воды, через гидроэжекторныйсмеситель вводится необходимое количествотребуемого полимера, раствор перемешивается втечение 60 минут. После полного растворенияполимерного реагента, вводится (принеобходимости, для регулированияплотности икольматации) мраморная крошка,предварительно обработанная ПАВ (феррохромлигносульфанатом). Затемдобавляют расчетное количество солиэлектролита.Параметры раствора должны соответствоватьзаданным.

Приготовлениеколлоидполимерного раствораосуществляется на рассоле NaCl плотностью 1170 кг/м3 с последующейобработкой хлористым алюминием,модифицированным крахмалом исульфацеллом. Регулирование плотности– за счет технического мела, либокислоторастворимого сидеритовогоутяжелителя по ТУ 39-0147001-139-96 АО «Бакамскоерудоуправление».

В течение всего временивскрытия продуктивного интервала растворыимели стабильные свойства. Расходхимических реагентов и материалов непревышалнормы.

Техническаяэффективность, достигнутая при ихприменении, проявилась:

  1. по скважинам Р 310,Р 306, Р 180 –отсутствиизагрязнений в призабойной зоне,отрицательный скин-эффект составил 2,5-4,6,коэффициент продуктивности выше базовых в 2,8-5,2раза.;
  2. по скважинам№ 8046 С-Нивагальского месторождения,№ 7375Кечимовского месторождения, №№ 4233, 4245, 4209, 5024Ключевого месторождения– производительность скважинвозросла в сравнении с базовым в 1,25-1,8 раз, снизился коэффициентобводненности с 30-60 % до 10 %;
  3. по валанжинскимскважинам Уренгойского месторождения– показатель отношения продуктивностейвозрос с 14-34 %до 70-88 %;
  4. по скважине№ 2-25-03Восточно-Уренгойского месторождения – показано отсутствие зоны сниженныхфильтрационно-емкостных характеристикколлектора;
  5. на газовыхскважинах №№ 3009, 10012, нефтяных 40-I, 55-1 и других (всего 28скважин) ОНГКМ использование коллоидполимерногораствора способствовало повышению показателейработы долот до 30 %, росту дебитов газовых скважин до 1,8раз, нефтяных до 5,5 раз.

Подготовка стволаскважины с использованием технологиикольматации была апробирована на скважине№ 986 Петелинской площади прицементировании 146 мм эксплуатационной колонны, спущенной на глубину2571 м. Полученные результаты свидетельствуют обэффективности предложенного технологического решения. Повысилась скоростьструктурообразования цементного камня взатрубномпространстве – сцепление цементного камня сколонной,при проведениивременных замеровАКЦ, былоотмечено уже после первого замера (через 12часов после окончания цементирования). Насоседней скважине № 979 – только через 24часа. Повышается качество сцепленияцементного камня с колонной. После 24 часовожидания затвердевания цементногораствора «жесткое» сцепление составляет– от 83,4 % до96,2 % (по скважине № 979 – от 59,3 % до 68,6 %). Впоследствиина четырех скважинах передосуществлением закачивания ипродавливания тампонажного раствора позатрубному пространству прокачивалась цементоводнаясуспензия с В/Т=8-10. Оценка результатов однозначнопоказала повышение качества работ по обеспечениюнадежности разобщения продуктивногопласта.

Сведения о результатах применения облегченных тампонажныхрастворов с использованиеммикросфер типа ВМС и АСПМпредставлены в таблице 11.

Результатыпромышленного внедрения подтвердилитеоретические и экспериментальные исследования– подъемтампонажного раствора до проектной высотыпрактически на всех скважинах, плотностьраствора на устье

Таблица 11 – Результатыцементирования скважин облегченнымитампонажными растворами с применениеммикросфер

№ п/п Месторож-дение Номер сква-жины Диаметр колонны, 10-3 м Глубина спуска колон-ны, м Марка микро-сфер Состав раствора, % Плот-ность раствора, кг/м3 Наличие поглоще-ний припродавке Выход раство-ра на устье Давление на цем. головке, МПа Плот-ность раствора на устье, кг/м3
цемент микро-сфер Рраб Рстоп
1 Заполярное 244 219 3200 АСПМ 80 20 1350 130 160 буфер
2 Заполярное 1022 219 1400 АСПМ 90 10 1500 + 90 110 1490
3 Заполярное 1023 219 1405 АСПМ 90 10 1520 + 75 100 1480
4 Заполярное 1024 219 1428 АСПМ 90 10 1500 + 110 150 1500
5 Заполярное 1043 219 1436 АСПМ 88 12 1500 + 95 130 1480
6 Заполярное 1044 219 1432 АСПМ 88 12 1500 + 96 126 1440
7 Заполярное 1116 219 1415 АСПМ 90 10 1500 + 98 120 1490
8 Заполярное 1141 219 1355 АСПМ 90 10 1520 + 96 126 1520
9 Заполярное 1142 219 1428 АСПМ 90 10 1500 + 100 130 1400
10 Заполярное 1146 219 1411 АСПМ 90 10 1470 + 55 126 1400
11 Заполярное 1153 219 1420 АСПМ 88 12 1500 + + 70 130 1490
12 Заполярное 1156 219 1350 АСПМ 88 12 1500 + 97 130 1500
13 Ямбургское 4241 168 1340 АСПМ 88 12 1500 + 85 110 1500
14 Ямбургское 4242 168 1354 АСПМ 90 10 1510 + 80 100 1490
15 Юбилейное 272 219 1228 АСПМ 80 20 1350 + 80 100 1350
16 Уренгойское 2360 114 2800 АСПМ 85 15 1450 + 110 1250
17 Уренгойское 2361 114 2806 АСПМ 88 12 1500 + 70 120 1200
18 Уренгойское 8338 245 1406 АСПМ 80 20 1350 + 70 100 1420
19 Уренгойское 10223 168 1322 АСПМ 88 12 1470 + 70 100 1420
20 Уренгойское 10263 168 1329 АСПМ 85 15 1400 + 60 90 1450
21 Уренгойское 738 139,7 3612 ВМС 92 8 1400 + 80 120 1400
22 Уренгойское 201336 146 3279 ВМС 92 8 1400 + 140 170 1400
23 Песцовое 208 146 3500 ВМС 94 6 1500 + 150 180 1500

Прмечание: «+» и«»соответственно наличие и отсутствиепоглощения или выхода раствора на устье впроцессе цементирования

соответствует плотностизакачиваемого тампонажного раствора,рабочее давление на цементировочнойголовке соответствует расчетным,поступление газа в заколонное и межтрубноепространство не отмечалось. Доля интервалов склассификацией наличия цементногокамня за колонной (СГДТ) и сцеплениецементногокамня с породой «жесткое» достигло винтервале продуктивного пласта 95-97 %, выше – 48-53 % (остальное на долю«частичное»).

Полимерцементныетампонажные растворы с использованиемполимеров типа Tylosаиспользуются при цементированиипромежуточных колонн.

Основные выводы ирекомендации

  1. Научнообосновано и в промышленных условияхподтверждено повышение качества вскрытия и разобщенияпродуктивных пластов с использованиемкомплекса взаимоусиливающихтехнико-технологических решений,направленных на снижение отрицательныхпоследствий процессов взаимодействия«скважина– пласт»,включающих применение высокоэффективныхпромывочных и тампонажных растворов содновременной кольматацией проницаемыхпластов.
  2. В целях сниженияобъема проникающего в пласт фильтрататехнологических жидкостей, используемых пристроительстве скважин, повышенияустойчивости приствольной частипроницаемых пластов, формированияцементного камня квазиоднородного по своимсвойствам на всем протяжении интервалацементирования предложено при вскрытиибурением, подготовке ствола скважины кспуску обсадной колонны или в процессецементирования применять методыкольматационной обработки стволаскважины. Для реализации данногопредложенияразработаны технические средства(устройства, материалы).
  3. Для повышениякачества вскрытия и разобщенияколлекторов нефти и газа по результатамтеоретических и экспериментальныхисследований разработаны и успешно внедрены технологические решения,включающие: разработку рецептурполимерсолевых и коллоидполимерныхбуровых растворов с малым содержаниемкислоторастворимой твердой фазы; введение всостав тампонажного портландцементного раствораводорастворимых высокомолекулярныхсоединенийна основе оксиэтилцеллюлозы;использования высокодисперсных,газонаполненных, кремнеземосодержащих ваморфном состоянии материалов (АСПМ иВМС).
  4. Разработаны иопробованы при вскрытиипород коллекторов порово-трещинного типа на месторожденияхсевера Тюменской областиполимерсолевые промывочные жидкости с малымсодержанием твердой фазы, включающие: длярегулирования реологических параметром иседиментационной устойчивости – биополимер(крахмал картофельный, технический либоXanthan gum); для ингибированияпроцессов гидратации и диспергированияглинистых включений, сниженияповерхностного натяжения и капиллярногодавления, защиты от воздействия бактерицидов ирегулирования плотности растворов – соли ацетатакалиялибоформиата натрия; для снижения показателяфильтроотдачи –Tylosа Е29651; для кольматации поровойструктуры проницаемых пластов на стадии ихвскрытия и регулирования плотностираствора –мраморную крошку фракции 0,1-0,2 мм либомел.

Для пород коллекторовтрещинного типа (известняков) апробирован и предложенколлоидполимерный буровойраствор с конденсированной твердойфазой,представленный алюмохлоридом,каустической содой, стабилизаторами(полимерами–модифицированным крахмалом,карбоксилметилцеллюлозой, либокарбоксиметилкрахмалом) и молотым меломтехническим.

  1. В целяхпредупреждения и ликвидации поглощения,уменьшения степени загрязненности продуктивныхпластов обосновано применениеполимерсолевых и полимерцементныхтампонажных растворов с пониженнойфильтроотдачей. Изучены физико-механические свойства, показаноих преимущество. Выявлено ирекомендовано оптимальное сочетаниекомпонентов.
  2. В развитиеисследований в области созданияоблегченных тампонажных растворовнаучно обоснована,экспериментально и в промысловыхусловиях доказанаэффективность применения в качествеоблегчающихдобавок к тампонажным портландцементамалюмосиликатных (АСПМ) и высокопрочныхстеклянных (ВМС) микросфер. Исследованоих влияние на физико-механическиеи реологические свойства тампонажногораствора и камня;определено оптимальноесодержание в составе композиции.Обоснованы областииспользования: АСПМ рекомендовано для цементированияэксплуатационных колонн,перекрывающих сеноманскиеотложения, ВМС-валанжин.
  3. Изучено влияниеповышенных температур (более 100 0С) иагрессивныхсред (сероводорода и углекислого газа) наизменение структуры порового пространства ипрочностные свойства сформированногоцементного камня предложенного состава.На основе результатовтеоретических и экспериментальных исследованийразработан тампонажный материал,устойчивый к их воздействию. Повышеннаякоррозийная и термическая стойкостьобъясняется формированием малопроницаемогокамня, преимущественнопредставленного низкоосновными гидросиликатамикальция типа тоберморит, ксонолит.
  4. Результатытеоретических, экспериментальных ипромысловых исследований явились основой разработкитехнико-технологических регламентов посовершенствованию качества вскрытияи разобщения продуктивных пластов в скважинах со сложнымитермобарическими и геологическими условиями;используются научно-исследовательскимиинститутамии другими организациями присоставлении технических проектов настроительство скважин для филиала«Тюменбургаз» ООО «Бургаз»; явилисьоснованием выдачи патентовРоссийской Федерации. Промышленное внедрение комплексной технологии, рецептур промывочных жидкостейосуществлено на 34 скважинах, облегченныетампонажные растворы и полимерцементныекомпозиции используются в настоящее времяна каждой скважине филиала«Тюменбургаз».
  5. Теоретическиепредпосылки решения поставленнойпроблемы, объяснения процессоввзаимодействия «скважина – пласт»,технические и технологическиерекомендации по обеспечению сохранностифильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газавошли в учебно-методические издания ииспользуются при изучении дисциплин«Заканчивание скважин»и «Вскрытие продуктивныхпластов» для студентов нефтегазовогонаправления.

Основные положения диссертацииопубликованы в следующих печатныхработах:

а) Монографии

  1. Вяхирев В.И.Облегченные тампонажные растворы длякрепления газовых скважин: Монография / В.И.Вяхирев, В.П. Овчинников,П.В. Овчинников, В.В. Ипполитов,А.А. Фролов, Ю.С. Кузнецов,В.Ф. Янкевич, С.А. Уросов.– М.: ООО«Недра-Бизнесцентр», 2000. – 134 с.
  2. Овчинников В.П.Солевые и тампонажные композиции на основевторичныхматериальных ресурсов производствасоды: Монография /В.П. Овчинников, А.А. Фролов,А.А. Шатов, В.И. Вяхирев, В.Ф.Сорокин,П.В. Овчинников. – М.: ООО«Недра-Бизнесцентр», 2000. – 214 с.
  3. Овчинников П.В.Специальные тампонажные материалы длянизкотемпературных скважин: Монография / П.В.Овчинников, В.Г. Кузнецов, А.А. Фролов, В.П.Овчинников, А.А. Шатов, В.И. Урманчеев.– М.: ООО«Недра-Бизнесцентр», 2002. – 115с.
  4. Овчинников П.В.Промывочные жидкости для вскрытиятерригенных коллекторов Уренгойскойгруппы месторождений:Монография /П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, О.В. Нагарев. –Тюмень: Нефтегазовый университет, 2006.– 207с.

б) Статьи внаучно-технических рецензируемых журналахи сборниках

  1. Овчинников В.П.Солевая композиция для регулирования процессовтвердения тампонажных растворов / В.П. Овчинников,П.В. Овчинников,А.А. Шатов, Н.Ю. Шульгина //Нефтепромысловое дело. – 1995. – №№ 11-12. –

С.32-34.

  1. Овчинников В.П.Солевая композиция для цементирования скважини вторичного вскрытия продуктивногопласта / В.П. Овчинников, В.И. Вяхирев, Ю.С.Кузнецов, А.А. Шатов, П.В. Овчинников, Н.Ю.Шульгина // Обзорная информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин.– 1996. – 30 с.
  2. Фролов А.А.Облегченный расширяющийся тампонажныйраствор / А.А. Фролов, В.Ф. Янкевич, В.П.Овчинников, П.В. Овчинников // Известиявузов. Нефть и газ. – 1997. – № 5. – С.77-79.
  3. Фролов А.А. Квопросу разработки облегченныхтампонажных растворов / А.А. Фролов, В.Ф. Янкевич, П.В.Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ.– 1997. – № 6. – С.37.
  4. Татауров В.Г.Повышение качестваразобщения проницаемых пластовполимерцементными составами / В.Г.Татауров, П.В. Овчинников // Там же. – С.58.
  5. Фролов А.А.Облегченные тампонажныерастворы дляцементирования газовых скважин месторожденийКрайнего Севера / А.А.Фролов,В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.Ф. Сорокин //Известия вузов. Нефть и газ. – 2000. – № 2. – С.27-33.
  6. ОвчинниковВ.П. Буровые растворы длявскрытия продуктивных пластов / В.П. Овчинников, Н.А.Аксенова, П.В. Овчинников,В.В. Салтыков, В.Ф. Сорокин, В.В. Подшибякин, О.В.Гаршина, А.М. Нацепинская, В.Г. Татауров// Известия вузов. Нефть игаз. – 2000.– № 4. – С.21-26.
  7. Фролов А.А.Совершенствование технологий итехнических средств для цементированияскважин месторождений Крайнего Севера / А.А. Фролов,П.В. Овчинников, В.В. Вялов // Известия вузов.Нефть и газ. – 2000. – № 5. – С.38-43.
  8. Фролов А.А.Анализ причин снижения качестваразобщения проницаемых пластов на ранних стадияхтвердения тампонажных растворов / А.А. Фролов,П.В. Овчинников // Там же. – С.43-47.
  9. Овчинников В.П.Использование полимеров при строительствескважин / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.Ф.Сорокин, В.В. Салтыков,П.В. Овчинников, Р.Ю. Кузнецов // Там же. – С.75-81.
  10. ОвчинниковВ.П. К решению проблемыкачественного вскрытия и разобщения пластов /В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова,П.В. Овчинников,В.В. Салтыков, А.В. Кузнецов //Бурение. –2000. – № 3.–С.8-10.
  11. Фролов А.А.Практика применения установок гибкихдлинномерных безмуфтовых труб для очисткизабоев газовых скважин / А.А.Фролов,А.М. Шарипов, И.А. Шарипов, П.В. Овчинников,В.М. Предигер // Известия вузов. Нефть и газ.– 2001. – № 3. – С.18-22.
  12. ФроловА.А. Опыт применениятампонажных растворов при цементировании газовыхскважин наместорождениях Крайнего Севера /А.А. Фролов, В.Ф. Сорокин, П.В.Овчинников, В.П. Овчинников,В.М. Предигер // Бурение.– 2001. – № 5. – С.19-22.
  13. Сорокин В.Ф. Квопросу о производстве специальныхтампонажных смесей в условиях буровогопредприятия / В.Ф. Сорокин, А.А.Фролов,П.В. Овчинников, В.П. Овчинников // Бурение.– 2001. – № 9. – С.15-17.
  14. Овчинников В.П.Расширяющая добавка к облегченнымтампонажным растворам / В.П. Овчинников,Е.П. Дубко, А.А. Шатов, П.В. Овчинников,В.М. Предигер, А.А. Фролов,Н.А. Аксенова // Бурение. – 2001. – № 11. – С.11-13.
  15. Ипполитов В.В.Специальные тампонажныекомпозиции для цементирования газовых скважин / В.В.Ипполитов, П.В. Овчинников,В.Ф. Сорокин, А.А. Фролов, С.А.Уросов, Н.П. Кобышев // Бурение и нефть. Вестник ассоциации буровыхподрядчиков.– 2002. – № 3. – С.21-24.
  16. Овчинников П.В.Специальные тампонажные композиции дляцементирования газовых скважин // Известиявузов. Нефть и газ. – 2002. – № 6. – С.14-18.
  17. Яковлев И.Г.Анализ работ по вскрытию коллекторов / И.Г.Яковлев, П.В. Овчинников, В.Ф. Сорокин, В.В.Подшибякин, В.А. Тарасенко,В.П. Овчинников // Бурение инефть. –2003. – № 3. – С.34-36.
  18. Овчинников П.В.Строительство сверхглубоких скважин наместорождениях Оренбургского НГК // Бурение и нефть.– 2004. – № 3. – С.2-4.
  19. Кобышев Н.П.Проблемы строительства разведочныхскважин на месторождениях Оренбургской области / Н.П. Кобышев,П.В. Овчинников,В.А. Колосов, В.А.Мнацаканов // Бурение инефть. Вестник ассоциациибуровых подрядчиков. – 2004. – № 1. – С.41-45.
  20. Овчинников П.В.Крепление скважин в условиях аномальнонизких пластовых давлений / П.В. Овчинников,М.В. Двойников, В.П. Овчинников,А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В.Пролубщиков, Ш.К. Арыпов // Известия вузов.Нефть и газ. – 2005. – № 2. – С.28-34.
  21. Салтыков В.В.Промывочные жидкости и техническиесредства для вскрытия пород-коллекторов саномальными пластовыми давлениями/В.В. Салтыков, П.В.Овчинников, И.Г. Яковлев // Известия вузов.Нефть и газ. – 2006. – № 5. – С.12-16.
  22. Овчинников П.В.Буровые растворы для вскрытия ачимовскихотложенийВосточно-Уренгойского месторождения / П.В.Овчинников,В.В. Салтыков, О.В. Нагарев //Известия вузов. Нефть и газ. – 2006. – № 6. – С.36-42.
  23. Овчинников П.В.Совершенствование конструкции низабурильной колонны / П.В.Овчинников, В.В. Салтыков, И.Г. Яковлев, Т.А.Ованесянц, С.Н. Бастриков // Бурение и нефть. – 2006. – № 12. – С. 30-31.
  24. Овчинников П.В.Технологические жидкости для вскрытиятерригенных пород-коллекторов саномальными пластовыми давлениями / П.В.Овчинников, В.В. Салтыков, И.Г. Яковлев, Т.А.Ованесянц // Бурение и нефть. – 2007. – № 1. – С. 34-35.

в) Патенты наизобретения

  1. Пат. 2187621 РФ,С1 7 Е 21 В 33/138,Е 21 В 33/13.Облегченная тампонажная смесь / В.И. Вяхирев, А.А. Фролов, В.Ф. Сорокин,В.В. Подшибякин, П.В. Овчинников, С.А. Уросов, В.А.Клюсов, И.Н. Каримов, В.П. Овчинников (Россия). – № 2000132125/03;Заявлено 20.12.2000; Опубл. 20.08.2002, Бюл. №23.
  2. Пат. 2203919 РФ,С2 7 С 09 К7/02, Е 21 В 43/12.Жидкость дляглушенияскважин / В.П. Овчинников, В.И. Вяхирев,В.Ф. Сорокин, А.А.Фролов,П.В. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В.Салтыков, С.А. Уросов, В.В.Подшибякин, В.Г. Татауров (Россия). – № 2000133203/03; Заявлено 29.12.2000; Опубл. 10.05.2003, Бюл. № 13.
  3. Пат. 2204690 РФ,С2 7 Е 21 В 33/138.Облегченный тампонажный раствор / В.П.Овчинников, В.И. Вяхирев, А.А. Фролов, В.Ф.Сорокин,П.В. Овчинников, В.Г.Кузнецов, С.А. Уросов, В.В. Подшибякин(Россия). – №2000133202/03; Заявлено 29.12.2000; Опубл. 20.05.2003, Бюл. №14.
  4. Пат. 2209929 РФ,С2 7 Е 21 В 33/138.Модифицированная гипсоцементная смесь / В.И.Вяхирев, А.А. Фролов, В.Ф. Сорокин,В.В. Подшибякин, В.А. Клюсов,В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, И.Н.Каримов (Россия). – № 2000132128/03; Заявлено 20.12.2000; Опубл.10.08.2003, Бюл. № 22.
  5. Пат. 2235857 РФ, С1 7 Е21 В 33/138. Тампонажный материал /В.И. Вяхирев, С.А. Уросов, А.А. Фролов, П.В.Овчинников, А.В.Рудницкий,Е.А. Коновалов, В.И. Чернухин, Ю.Р.Кривобородов, В.А. Клюсов, В.А. Субботин, А.А.Морозов (Россия). – № 2003102998/03; Заявлено 04.02.2003; Опубл.10.09.2004, Бюл. № 25.
  6. Пат. 2244098 РФ, С1 Е21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор /В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, П.В.Овчинников, А.А. Фролов, А.В. Будько, Ю.О.Газгиреев, Н.П. Кобышев (Россия). – № 2003125923/03;Заявлено 22.08.2003; Опубл. 10.01.2005, Бюл. №1.
  7. Пат. 2277570 РФ, С1 С09 К 8/04. Солестойкий буровой раствор длявскрытия продуктивных пластов / П.В.Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В.Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). – № 2004134648/03; Заявлено26.11.2004; Опубл. 10.06.2006,Бюл. № 16.
  8. Пат. 2277569 РФ, С1 С09 К 8/02. Буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г.Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В.Пролубщиков (Россия). –№ 2004134762/03; Заявлено 29.11.2004;Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
  9. Пат. 2277571 РФ, С1 С09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор / П.В.Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В.Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). – № 2004135682/03;Заявлено 06.12.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. №16.
  10. Пат. 2277572 РФ, С1 С 09К 8/08. Высокоминерализованный безглинистыйбуровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г.Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В.Пролубщиков (Россия). – № 2004135683/03; Заявлено 06.12.2004; Опубл.10.06.2006, Бюл. № 16.
  11. Пат. 2277574 РФ, С1 С 09К 8/467. Способ изоляции зон поглощений / П.В.Овчинников, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин,В.Н.Степанов,А.В. Ефимов, Н.П. Кобышев (Россия). – № 2004131408/03; Заявлено27.10.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
  12. Пат. 2289015 РФ, С1 Е 21 В 33/14. Устройство и способ цементированияскважин / М.В.Двойников, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, С.В.Пролубщиков,А.А. Третьяков (Россия).– № 2005113473/03; Заявлено03.05.2005; Опубл. 10.12.2006, Бюл. №34.

Соискатель П.В. Овчинников

Подписано кпечати Бум. писч. № 1

Заказ № Уч.– изд. л.

Формат 60х84 1/16 Усл.печ. л.

Отпечатано на RISO GR3750 Тиражэкз.

Издательство«Нефтегазовый университет»

Государственноеобразовательное учреждение высшегопрофессионального образования

«Тюменскийгосударственный нефтегазовыйуниверситет»

625000, г. Тюмень, ул.Володарского, 38

Отдел оперативнойполиграфии издательства «Нефтегазовыйуниверситет»

625039, г. Тюмень, ул.Киевская, 52



 




<
 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.