2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Использование в качестве БЖ 10%-ного раствора сернокислого алюминия позволяет добиться разрушения фильтрационной корки в течении 10 мин. В зонах смешивания буферной жидкости с цементным и буровым растворами воздействие сернокислого алюминия на полимерглинистую корку ослабевает. Регулировать время взаимодействия сернокислого алюминия с полимерглинистой коркой можно при помощи расхода, т.е. за счет скорости прокачки буферной жидкости [6].

Многочисленные проблемы в процессе цементирования, такие, как потеря текучести цементного раствора до окончания цементирования или, наоборот, значительное увеличение сроков схватывания цемента в скважине, могут быть связаны с возможностью химического взаимодействия между контактирующими жидкостями. Поэтому еще одним направлением исследований должна являться оценка совместности предлагаемой буферной жидкости с цементным и буровым растворами, что было проведено Р.Р. Сафархыновым, Е.М. Нестеровой и Н.Г. Деминской [6]. Контактирующие жидкости смешивались в равных объемах. В результате получены следующие выводы: при смешивании цементного раствора с 10%-ным раствором Al2(SO4)3 происходит практически мгновенное загустевание раствора и потеря текучести. Растекаемость по конусу АзНИИ составила 8–9 см. Такой цементный раствор является непрокачиваемым, а следовательно, непригодным для цементирования; при смешивании бурового полимерглинистого раствора с 10%-ным раствором Al2(SO4)3 происходит коагуляция раствора. Негативного влияния сернокислого алюминия на контактирующие с ним растворы можно избежать при использовании еще одной разделительной буферной жидкости – воды [6].

131

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

В качестве общего вывода по работе можно сказать, что в настоящее время практически отсутствует выбор буферных жидкостей, а имеющиеся не всегда и не в полной мере отвечают требованиям к ним, поэтому этот вопрос требует значительного исследования и разработки новых составов буферных жидкостей, максимально повышающих эффективность заканчивания скважин.

Список литературы

1. Меденцев В.М., Шамина Т.В. Буферные жидкости с низкой водоотдачей // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 1997. – № 10–11. –

С. 28–30.

2.ТУ 30-9147001-108–93. Материалбуферный порошкообразный «Экогум».

3.ТУ 39-0147001-210–95. Материалбуферный порошкообразный МБП-100.

4.Куксов А.К., Шамина Т.В., Меденцев В.М. Низковязкие моющие буферные жидкости // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. –

1999. – № 9. – С. 15–17.

5. Ахрименко В.Е., Ахрименко З.М. Об эффективности низковязких буферных жидкостей // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на мо-

ре. – 2009. – № 5. – С. 42–45.

6. Сафарханов Р.Р., Нестеров Е.М., Деминская Н.Г. Повышение качества крепления скважин путем оптимизации состава буферной жидкости // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. – № 11. – С. 43–45.

132

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

ИССЛЕДОВАНИЕ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА БУРОВОГО РАСТВОРА НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПРОНИЦАЕМОГО ПЛАСТА

М.А. Мынзул

Научный руководитель – канд. техн. наук, профессор Н.М. Уляшева Ухтинский государственный технический университет

Одним из способов предупреждения поглощения в проницаемые пласты является оптимизация состава и свойств используемых наполнителей в буровом растворе. На основе анализа промыслового опыта и экспериментальных исследований, проведенных в лабораторных условиях, установлена эффективность наполнителей в зависимости от коэффициента открытой пористости.

Ключевые слова: буровой раствор, поглощение, фильтрация, кольматация, наполнители.

Циркулирующий в скважине буровой раствор может уходить в трещины, образующиеся вследствие чрезмерных давлений бурового раствора, в ранее существовавшие открытые трещины или в большие полости, обладающие структурной прочностью (такие как крупные каверны или каналы, образовавшиеся в результате выщелачивания).

Внастоящее время основным средством ликвидации поглощения является намыв в зону поглощения наполнителей, т.е. твердой фазы, образующей на границе скважина – пласт зону кольматации [1]. Использование данного метода приводит к снижению проницаемости прискважинной зоны с последующим образованием барьера как за счет намыва, так и за счет твердой и коллоидной фаз, содержащихся в буровом растворе.

При оптимизации рецептуры буровых промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов минимизируется способность проникновения фильтрата и твердых частиц в поры пласта, что обеспечивается использованием высокодисперсных реагентов-стабилизаторов и специальных кольматантов [2]. Для качественной оценки кольматирующей способности материалов в лаборатории кафедры бурения были проведены специальные исследования по изучению фильтрационных процессов через пористую среду.

При этом использованы кольматанты, получившие распространение в регионе ТПНГП: высокодисперсная резиновая крошка; полидисперсный технический

мел; Kwik-Seal; M-I-X; Mica Fine; Ez-Plug; мраморная крошка (CaCO3) с размерами частиц 5 и 600 мкм.

Испытания проводились на модели, в которой в качестве фильтрационной пористой среды выступал песчаный фильтр. Коэффициент открытой пористости по результатам составлял 0,2. Оценивались объем отфильтровавшейся жидкости через слой песка и глубина кольматации через определенное (постоянное) время.

Вкачестве базовых систем применялись полимерглинистый и биополимерный безглинистый (Flo-Pro SF) буровые растворы, используемые на месторожде-

133

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ниях ТПНГП. Для сравнения эффективности кольматантов без учета воздействия компонентов буровых растворов использовалась вода.

Рис. 1. Влияние кольматантов на фильтрацию водных суспензий

Анализ результатов, представленных на рис. 1, показал: такие кольматанты,

как резиновая крошка, M-I-XII Medium, M-I-XII Coarse и Nut Shell Fine закупори-

вают поровое пространство, и часть воды задерживается внутри пор.

Необходимо отметить, что Kwik-Seal, M-I-XII Medium, M-I-XII Coarse, Nut Shell Fine, Mica Fine, Ez-Plug, а также мраморная крошка ускоряют процесс фильтрации, что может быть обусловлено изменением структуры фильтрационных каналов.

На рис. 2 показана зависимость глубины проникновения полимерглинистого бурового раствора в песчаную модель за определенное время. Применение многокомпонентного раствора изменяет характер фильтрации, что связано с образованием внутрипоровой и поверхностной фильтрационной корки. Свойства такой корки зависит, в том числе, от вида кольматирующей добавки. Например, высокая дисперсность M-I-XII Coarse позволяет формировать непроницаемый слой, что поможет предупредить последующую фильтрацию бурового раствора.

Форма и размер частиц Nut Shell Fine, Nut Shell Medium, Mica Fine, Ez-Plug

иМК-600 не только не обеспечивают кольматацию, но и приводят к повышению глубины проникновения по сравнению с исходным раствором. Это связано с тем, что при фильтрации на поверхности образуется слой, который представляет собой высокопроницаемуюкорку, состоящую восновном изкрупнодисперсной фазынаполнителя.

На рис. 3 показаны результаты исследований с использованием биополимерного буровогораствора. Биополимерная система без добавок проникает на незначительную

134

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 2. Влияние полимерглинистого бурового раствора с кольматантами на глубину его проникновения

Рис. 3. Влияние кольматантов на глубину проникновения биополимерного бурового раствора Flo-Pro

135

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

глубину. При обработке некоторыми добавками глубина достигает всего лишь пары миллиметров. Биополимер образует совместно с наполнителем структурированную низкопроницаемую внутреннюю фильтрационную корку. Как и в полимерной системе, M-I-XII Coarse образовал низкопроницаемую фильтрационную корку. Но в системе Flo-Pro наилучшими результатами обладает Ez-Plug.

Анализ лабораторных исследований и опыта строительства показал, что выбор кольматирующий добавки зависит не только от пористости породы, но и компонентного состава буровых растворов. Так, например, присутствие биополимеров всегда положительно влияет на кольматацию порового пространства.

При этом необходимо учитывать, что, если поглощение приурочено к продуктивному пласту, необходимо обращать внимание не только на размерность и форму кольматантов, но и возможность последующей декольматации, в частности в результате кислотных обработок.

Список литературы

1.Ивачев Л.М. Борьба с поглощением промывочной жидкости при бурении геолого-разведочных скважин. – М.: Недра, 1982. – 293 с.

2.Влияние наполнителей на проницаемость призабойной зоны пласта / Н.М. Уляшева [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М., 2012. – № 5. – С. 29–32.

136

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

К ВОПРОСУ ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПРОЧНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА В ПОЛЕВЫХ УСЛОВИЯХ

А.М. Пастухов, Д.А. Девяткин

Научный руководитель – канд. техн. наук, профессор Г.М. Толкачев Пермский национальный исследовательский политехнический университет

В производственных условиях строительства скважин параметры приготавливаемого тампонажного раствора не всегда соответствуют параметрам, полученным в лабораторных условиях. В связи с этим требуемое время набора необходимой прочности цементным камнем может отличаться, что требует корректировки продолжительности ожидания затвердевания цемента при цементировании обсадной колонны.

Ключевые слова: цементный камень, время ожидания затвердевания цемента, набор прочности, тампонажный раствор, цементирование обсадной колонны.

Наиболее ответственным видом работ при строительстве нефтяных и газовых скважин является цементирование в них обсадных колонн. Прочность, надежность и герметичность цементного камня, формирующегося между обсадными трубами и горной породой в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ), предотвращают возникновение осложнений (грифоны, ГНВП, межколонные давления и др.) при строительстве и дальнейшей эксплуатации скважины. Важным фактором формирования высококачественного цементного камня в заколонном пространстве является продолжительность ОЗЦ, которая должна выбираться по результатами лабораторных испытаний цементного камня регламентированного состава, выполненных с учетом реальных термобарических условий в скважине. В полевых условиях строительства скважин параметры приготавливаемого тампонажного раствора (плотность тампонажного раствора, отношение жидкое – твердое, параметры жидкости затворения, температура сухой смеси и др.) не всегда соответствуют лабораторным условиям. Поэтому требуемое время для набора цементным камнем необходимой прочности может отличаться от времени, определенного в лабораторных условиях. В результате требуется корректировка времени ОЗЦ. Как правило, буровой контроль хода твердения цементного камня производится визуально на основании результатов наблюдения за изменением состояния контрольных проб, отобранных в процессе цементирования обсадной колонны. При этом практически невозможно определить реальную прочность формирующегося в скважине цементного камня. Ориентируясь на недостоверные результаты, в скважине могут начать преждевременные работы (разбуривание технологической оснастки, цементного стакана, углубление скважины и т.п.), вследствие производства которых с высокой степенью вероятности возможно разрушение низкопрочного, не до конца сформированного цементного камня за обсадными трубами.

Очевидно, что в условиях буровой необходимо иметь возможность численно оценивать прочностную характеристику контрольных проб формирующегося це-

137

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ментного камня в условиях, приближенных к скважинным. По этим результатам могут быть сделаны выводы о корректировки времени ОЗЦ, необходимого для формирования качественной крепи в скважине.

Определение прочности цементного камня тампонажных материалов в соответствии с действующими стандартами (методиками) требует наличия специального оборудования, его обслуживания и настройки сертифицированным специалистом, а также наличия помещения, отвечающего ряду требований (отсутствие вибраций, температура и влажность окружающей среды). Эксплуатация такого оборудования в комплекте буровой установки нерациональна. В условиях буровой для этой цели следует применять мобильные приборы, позволяющие в полевых условиях определять прочностные характеристики цементного камня. В настоящее время на рынке измерительного оборудования представлен большой выбор приборов для измерения прочностных характеристик различных строительных материалов. Одним из таких приборов является измеритель прочности «ОНИКС-2.5» (рис. 1), предназначенный для определения по ГОСТ 22690–88 прочности цементных бетонов, растворов и других композиционных материалов методом ударного импульса при технологическом контроле изделий и конструкций, обследовании зданий и сооружений, на стройплощадках и гидротехнических сооружениях [1].

В научно-исследовательской лаборатории «Технологические жидкости для бурения и крепления скважин» были проведены исследования по оценке возможности использования ударно-импульсного измерителя прочности «ОНИКС-2.5» для определения прочностных характеристик тампонажных материалов на основе магнезиального вяжущего – расширяющийся известняково-магнезиальный тампонажный материал (РИМТМ) и на основе портландцемента – расширяющийся портландцементный тампонажный материал (РПЦТМ). Изучением характеристик данного прибора было установлено, что в его базе данных отсутствуют градуиро-

138

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

вочные коэффициенты для определения прочностных характеристик цементного камня тампонажных материалов, а значения коэффициентов для других материалов не позволяют получить истинные значения (табл. 1). Приведенные в табл. 1 результаты показывают, что полученные на приборе «ОНИКС-2.5» значения отличаются в меньшую сторону от истинных, что свидетельствует о необходимости произвести корректировку базы данных материалов прибора – выполнить расчет градуировочных коэффициентов по полученным опытным данным.

Таблица 1

Прочность цементного камня РИМТМ и РПЦТМ до обработки результатов (без учета градуировочных коэффициентов)

* Прочность, полученную на гидравлическом прессе CHANDLER, принимаем за истинное значение.

Для расчета градуировочных коэффициентов была использована следующая методика:

–приготовление тампонажного раствора по РД 39-2-584–81 с последующим формированием образцов кубиков;

–извлечение из форм образцов кубиков через трое суток твердения цементного камня [2, 3];

–параллельное определение прочностных характеристик образцов-кубиков ударно-импульсным методом на приборе «ОНИКС-2.5» и методом разрушающего

контроля на гидравлическом прессе фирмы CHANDLER Engineering Model

№4207D (рис. 2);

–обработка результатов в соответствии с требованиями ГОСТ 22690–88.

По полученным в соответствии с вышеописанной методикой результатам, были определены градуировочные коэффициенты прибора «ОНИКС-2.5» для РИМТМ и РПЦТМ. Результаты испытаний, полученные с учетом вычисленных градуировочных коэффициентов, представлены в табл. 2.

Из представленных в табл. 2 данных следует, что разница полученных на разных приборах средних значений прочности составляет не более 4 % и не превышает разницу единичных значений прочности, полученных на одном и том же приборе.

139

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Таблица 2

Прочность цементного камня РИМТМ и РПЦТМ после обработки результатов (с учетом градуировочных коэффициентов)

Проведенными исследованиями установлена принципиальная возможность применения прибора «ОНИКС-2.5» для определения прочностных характеристик цементного камня тампонажного материала в полевых условиях. Это позволит оперативно оценивать несущую способность цементного кольца и способность воспринимать цементным камнем без разрушения динамические нагрузки, возникающие при бурении. Однако применение прибора «ОНИКС-2.5» для конкретного состава тампонажного материала возможно только после выполнения лабораторных исследований по определению их градуировочных коэффициентов.

Список литературы

1.ОНИКС-2.5. Измеритель прочности ударно-импульсный. Руководство по эксплуатации / НПП «Интерприбор». – Челябинск, 2009. – 51 с.

2.Технологический регламент приготовления и использования расширяющегося тампонажного материала для крепления кондукторов в глубоких скважинах на территории ВКМКС / Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 2006.

3.Технологический регламент приготовления и использования расширяющегося известняково-магнезиального тампонажного материала для крепления технических колонн в глубоких скважинах на территории ВКМКС / Перм. гос. техн.

ун-т. – Пермь, 2006.

140