Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

происходило поверхностное разрушение. Образцы цементного камня, подвергшиеся обработке, практически не пострадали от взаимодействия с кислотным составом.

Рис. 2. Известняковые и цементные образцы после кислотной обработки

Значительное уменьшение объема образцов также связано с недостаточным замедляющим эффектом ПАВ; разрушение происходит на поверхности значительно быстрее, чем состав проникает внутрь образца.

Была исследована зависимость потери массы образцов от времени воздействия кислотного состава на породу и вида ПАВ. В начальный период времени (до 10 мин) катамин АБ и ЛАБС натрия незначительно замедляет действие кислоты, что вызывает значительную потерю массы, при этом в дальнейшем они практически нейтрализуют действие кислоты, что может негативно сказаться на глубине проникновения кислотного состава в пласт. Додецилсульфат натрия, напротив, в начале обработки отрицательно сказывается на растворяющей способности кислотного состава, но затем график выравнивается и становится практически линейным, а Синтанол АЛМ-10 показывает наиболее стабильные результаты.

Для оценки возможности применения разрабатываемого кислотного состава было проведено исследование на образцах песчаника с карбонатным цементом. Длительность обработки составляла 120 мин.

Максимальная потеря массы была отмечена у образцов, обработанных кислотным составом без замедлителя. Образцы, обработанные составом с ПАВ, также отмечены потерей массы, что говорит о целесообразности применения кислотного состава не только на известняках, но и на песчаниках с карбонатным цементом.

Выводы:

1. При концентрации ПАВ в растворе до 1 % наблюдается резкое замедление растворимости, при 5 % у ЛАБС натрия наблюдается максимальный эффект, при этом дальнейшее увеличение концентрации является нецелесообразным.

81

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

2. Кислотный состав с добавлением Синтанола АЛМ-10 показывает наиболее стабильные результаты (с увеличением времени обработки потеря массы образца изменяется линейно).

Список литературы

1.Карбонатные породы-коллекторы фанерозоя нефтегазоносных бассейнов России и ее сопредельных территорий / М.Д. Белонин, Л.Г. Белоновская, М.Х. Булач, Л.П. Гмид, В.В. Шиманский: в 2 кн. – СПб: Недра, 2005.

2.Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев В.С. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. – М.: Геоинформмарк, 2000.

3.URL: http: //barrell.ru/influence/influence1.html (дата обращения: 23.04.2014).

82

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ БЛОКИРУЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

В.Н. Кучин

Научный руководитель – канд. техн. наук, ассистент М.В. Нуцкова Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург

Рассматривается вопрос применения газожидкостной блокирующей смеси для проведения ремонтных работ в скважинах при низких пластовых давлениях. Представлены результаты анализа научно-технической литературы в области жидкостей глушения иблокирования. Обобщенытребованиякжидкостямглушения иихсоставам.

Ключевые слова: ремонт скважин, призабойная зона пласта, газожидкостные смеси, жидкости глушения, блокирование, пены.

При проведении ремонтных работ, направленных на повышение нефтеотдачи пласта на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, одной из важнейших задач является качественное глушение пласта с сохранением фильтра- ционно-емкостных свойств призабойной зоны, решение которой влияет на добывающие возможности скважины. Особенно сложные условия для проведения ремонтных работ создаются, когда пластовые давления в залежи падают до 0,1–0,5 от гидростатического. При пластовых давлениях на 10–15 % ниже гидростатического определенный эффект был получен при применении воды, обработанной специально подобранными ПАВ. При еще более низких пластовых давлениях (порядка 0,6–0,8 от гидростатического) применение воды уже неэффективно из-за сильных поглощений и связанных с этим осложнений при освоении. В отдельных случаях скважины поглощали до 500 м3 рабочей жидкости.

Анализ научно-технической литературы в области глушения скважин на месторождениях Западной Сибири, характеризующихся низкой проницаемостью коллекторов и высокими пластовыми температурами [1], показал, что глушение скважин традиционными жидкостями на основе, например, селитры или хлористого кальция может привести к значительному уменьшению производительности добывающих скважин после глушения за счет кольматации призабойной зоны. Глушение скважин с применением блокирующих жидкостей малоэффективно в условиях высоких температур, за счет действия которых происходит термодеструкция блокирующих жидкостей, либо они не подходят по своим реологическим характеристикам для низкопроницаемых коллекторов. Один из путей решения – временное блокирование призабойной зоны с последующим удалением блокирующей жидкости.

Анализ научно-технической литературы показал, что наибольшего эффекта при проведении ремонтных работ на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки и характеризующихся низкими пластовыми давлениями, можно добиться за счет применения эмульсионных растворов и трехфазных пен. В табл. 1 и 2 кратко представлены характеристики составов.

83

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

84

После завершения любых операций удаление образовавшейся фильтрационной корки является необходимым условием эффективного проведения ремонтных работ для обеспечения последующей добычи пластового флюида. Часто фильтрационная корка является плотной, имеющей прочное сцепление с пластом, не всегда полностью удаляется промывкой.

Неэффективное блокирование пласта трехфазными пенами часто обуславливается их компонентным составом, который позволяет получить пену с невысокими структурно-механическими свойствами, не обеспечивающими возможность выдерживать высокие перепады давления. Так, например, перепад давления более 6 МПа вызывает быстрое разрушение пены из-за слабых сил сцепления между отдельными молекулами адсорбционного слоя. Кроме того, присутствие твердой фазы (чаще всего глинистых частиц) способствует загрязнению призабойной зоны пласта. Тем не менее применение пен является эффективным в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), где нет необходимости создания высоких перепадов давления [6-14].

Для эффективного проведения ремонтных работ необходимо обеспечить качественное глушение скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны. Этого можно добиться применением жидкостей глушения, удовлетворяющих следующим требованиям: плотность определяется исходя из расчета давления столба жидкости, превышающего пластовое в соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности; должна быть химически инертна к горным породам коллектора, совместима с пластовыми флюидами и исключать необратимую кольматацию порового пространства призабойной зоны пласта; фильтрат жидкости глушения не должен вызывать набухания глинистых частиц при любом значении рН пластовой волы; должна быть гидрофобной по отношению к коллектору за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – пластовый флюид»; не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий; реологические свойства должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом; должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование; должна быть термостабильной и морозоустойчивой; должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной; должна быть технологична в приготовлении и использовании; технологические свойства должны регулироваться; на ме-

85

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

сторождениях с наличием сероводорода должны включать в свой состав нейтрализатор сероводорода.

Таким образом, разработка жидкости для глушения скважины, которая позволяет минимизировать движение жидкости в системе «скважина – пласт» и загрязнение призабойной зоны пласта, а также способа ее удаления после проведения операций для последующей добычи, является весьма актуальной задачей.

Список литературы

1.Предохранение и восстановление проницаемости призайбойной зоны при разработке месторождений Западной Сибири / В.А. Шумилов [и др.]. – М.:

ВНИИОЭНГ, 1980. – С. 55.

2.Эмульсия для глушения скважин: пат. 484300 СССР / Н.Р. Акопян,

З.К. Клименко, В.Е. Шмельков. № 1323284; заявл. 15.04.1969; опубл. 15.09.1975.

3.Способ глушения скважины: пат. Рос. Федерация 2255209 / С.А. Рябоконь,

Н.К. Герцена, З.А. Горлова [и др.]. № 2004100762/03; заявл. 08.01.2004; опубл. 08.01.2004.

4.Эмульсионный раствор: пат. 2196164 Рос. Федерация / Д.А. Галян, Н.М. Комарова, Н.П. Чадина, А.Ю. Гличев. № 2000131467/03; заявл. 15.12.00; опубл. 10.01.03.

5.Состав для блокирования призабойной зоны пласта газовых скважин: пат. 2309177 Рос. Федерация / В.Б. Обиднов, А.В. Кустышев, С.В. Мазанов [и др.].

№2006116076/03; заявл. 10.05.06; опубл. 27.10.2007.

6.Жидкость для глушения скважин: пат. 1208192 СССР / В.А. Амиян, Г.С. Киселева, М.М. Ромашова [и др.]. № 3769506; заявл. 30.01.1984; опубл. 30.08.1986.

7.Пенообразующий состав для глушения скважин: пат. 1175951 СССР / В.А. Амиян, Г.С. Киселева, М.М. Ромашова [и др.]. № 3696861; заявл. 30.01.1984; опубл. 30.08.1985.

8.Жидкость для глушения скважин: пат. 2183735 Рос. Федерация / Г.В. Кры-

лов, В.Ф. Штоль, Н.Г. Кашкаров [и др.]. № 2000111805/03; заявл. 11.05.2000; опубл. 20.05.2002.

9.Пенообразующий состав: пат. 2187533 Рос. Федерация / Н.А. Гафаров, А.Ю.

Гличев, В.С. Горонович [и др.]. №2000131992/03; заявл. 21.12.2000; опубл. 20.08.2002.

10.Яковлев А.А., Турицына М.В. К вопросу о применении новых композиций поверхностно-активных веществ для создания пенообразующего реагента // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовоеигорноедело. – 2012. – №3. – С. 54–61.

11.Яковлев А.А., Турицына М.В. Обоснование применения и исследование составов газожидкостных смесей для промывки скважин в условиях аномально низких пластовых давлений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. –

С. 42–48.

86

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

12.Турицына М.В., Кучин В.Н., Гизатуллин Р.Р. Исследование влияния минерализации вод на технологические характеристики газожидкостных смесей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовоеигорноедело. – 2013. – №6. – С. 64–73.

13.Яковлев А.А., Турицына М.В., Могильников Е.В. Анализ и обоснование выбора очистных агентов и технология их применения при бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. –

№12. – С. 22–32.

14.Яковлев А.А., Турицына М.В., Кузнецов А.С. Исследование влияния различных реагентов на разрушение пен и предупреждение пенообразования у буровых растворов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовоеигорноедело. – 2015. – №15. – С. 48–56.

87

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЦЕМЕНТА И ПРОДУКТОВ ЕГО ТВЕРДЕНИЯ

Д.Л. Нафиков, Д.Д. Латыпов

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор Ф.А. Агзамов Уфимский государственный нефтяной технический университет

Представлены результаты исследования цементного камня, применяемого при креплении высокотемпературных скважин, отдельных клинкерных мономинералов, атакже тампонажного портландцемента методомрентгеноструктурного термического анализа. Проведеноизучениефазовогосоставацементногокамняпритермоциклической обработке.

Ключевые слова: цементный камень, рентгеноструктурный термический анализ, твердениецемента.

Для правильного управления свойствами тампонажных материалов необходимо знать их химический, минеральный и фазовый составы. Фазовый состав указывает на содержание в материале фаз, т.е. частей, однородных по химическому составу и физическим свойствам и отделенных друг от друга поверхностям раздела. Для определения состава цемента используются методы рентгеноструктурного и термического анализов. При оценке пористости цементного камня и взаимодействия отдельных структурных элементов может использоваться электронная микроскопия.

Одним из серьезных процессов в строительстве скважин является цементирование. Повышение качества цемента и эффективности его работы – неотъемлемая часть процессов бурения, заканчивания и эксплуатации скважин.

Качество цемента, его долговечность определяет также надежность охраны недр окружающей среды. Вместе с тем промысловые данные свидетельствуют о том, что отмечаются случаи когда обсадные колонны цементируются некачественным материалом, образующим цементный раствор, который преждевременно схватывается или приводит к нефтегазопроявлениям, а также вызывает другие осложнения при цементировании. Многие из этих осложнений обусловлены как и свойствами применяемых тампонажных материалов, так и спецификой проводимых работ. Поэтому в бурении очень важно знать как фазовый состав цемента и цементного камня, так и применяемых добавок, которые используются в процессе цементирования.

Комплексные физико-химические исследования проводились с применением современного рентгеновского дифрактометра D2 PHASER. Дифрактометр содержит гониометр, позволяющий устанавливать и вращать образцы с определенной скоростью относительно направления первичного пучка излучения. Корпус прибора имеет защиту от ионизирующего излучения.

Рентгеновский дифрактометр D2 PHASER, кроме съемки дифрактограмм, позволяет проводить первичную их обработку в программе Eva (качественный

88

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

фазовый анализ). Программой Topas проводится профильный анализ всей дифрактограммы.

Основные преимущества рентгенографического анализа заключаются в том, что исследуется само твердое тело в неизменном состоянии и результатом анализа является непосредственно определение вещества или его составляющих. С помощью рентгеновских лучей исследуется кристалл, т.е. само соединение; более того, в случае полиморфных тел рентгеновские лучи дают возможность различить отдельные модификации, свойственные данному веществу. Тело определенного химического состава в результате какого-либо физического воздействия (механического, термического) может в сильной степени изменять свои свойства. Дифракционные методы позволяют подмечать малейшие изменения атомной решетки кристалла, не улавливаемые другими методами.

При помощи данного прибора нами проводились исследования цементного камня, применяемого при креплении высокотемпературных скважин, отдельных клинкерных мономинералов, а также тампонажного портландцемента.

Рассматривая продукты твердения цементного камня, можно говорить, что они отличаются друг от друга не только строением и химическим составом, но и основностью C/S – это соотношение количества CaO к SiO2 по молекулярной массе [1].

Традиционные портландцементы могут применяться при температурах ниже 100 С. При твердении в условиях более высоких температур они со временем начинают терять свою прочность. Причем чем выше температура твердения, тем быстрее происходит падение прочности. Одновременно с этим возрастает проницаемость цементного камня.

В основе данных явлений лежит термическая коррозия цемента, суть которой состоит в межфазовой или внутрифазовой перекристаллизации продуктов твердения [2].

Для изучения исследований было отобрано 9 образцов цементного камня с специальными кремнеземистыми добавками, которые подвергались термоциклической обработке. После снятия дифрактограмм образцов, был проведен анализ продуктов отдельно по 10 минералам, образование которых было наиболее вероятным. Это проводилось, чтобы выявить закономерность и определить влияние термообработки на изменение содержащихся в нем минералов.

По результатам анализа непрогидратированного цемента (рис. 1) можно заметить, что в нем отсутствуют какие-либо продукты твердения, т.е. еще не образовались кристаллогидраты (вещества, в кристаллическую решетку которых входит вода). В цементе имеются трехкальциевые, двухкальциевые силикаты, кварц, алюмосиликаты. На рис. 1 приведены также результаты количественного анализа минералогического состава цемента.

Следующие пробы представляли продукты твердения цементов при различных термодинамических условиях. В них появляются различные продукты твердения.

89

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 1. Количественный анализ прогидратировавшего цементного камня

Для наглядности количественного изменения фазового состава была нарисована диаграмма, представленная на рис. 2, показывающая влияние термообработки на содержание продуктов твердения в рассматриваемом цементном камне.

Рис. 2. График изменения фазового состава цементного камня при термоциклической обработке (по оси абсцисс – количество циклов обработки)

Из нее видно, что с увеличением продолжительности термообработки возрастает количество низкоосновных гидросиликатов кальция, уменьшается доля свободного гидроксида кальция высокоосновных гидросиликатов. Это позволяет проектировать состав термостойкого тампонажного материала для конкретных температурных условий применения.

Для идентификации состава портландцемента были исследованы порошки мономинералов C2S, C3S, C3A, C4AF, пример приведен на рис. 3. Полученные результаты использовались в качестве эталонных образцов, которые сравнивались с исследуемым цементом, представленным одной из компаний для крепления скважин в ближнем зарубежье.

90