автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Исследование и разработка технико-технологических мероприятий по обеспечению надежности разобщения проницаемых пластов

^ ..Л

4 На правах рукописи

ТАТАУРОВ ВЛАДИМИР ГЕННАДЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ РАЗОБЩЕНИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ

(На примере Пермского Прикамья)

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 1997

Работа выполнена в институте ОАО ПермШШПиефть и в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный руководитель - д.т.н., профессор Овчинников Н.П. Научный консультант - к.т.н. Нацеппнскап A.M.

Ведущее предприятие: КАМНППКПГс

Защита диссертации состоится «24» декабря 1997 года в 10 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 064.07.03 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменскою государственного нефтегазового университета

Автореферат разослан «23» ноября 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Официальные оппоненты: - д.т.н., профессор Шатои А.А.

к.т.н. Бастрнков С.Н.

д.т.н., профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. При цементировании скважин, пробуренных с промывкой безглинистыми буровыми растворами (ББР), вследствие их низких структурных характеристик, практически снимается проблема замещения бурового раствора тампонажным. Анализ данных геофизических исследований качества цементирования эксплуатационных колонн, пробуренных с использованием ББР на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья, показывает равномерное размещение цементного камня по всей высоте цементного столба. Отсутствие толстой глинистой корки на стенках скважины обеспечивает более плотный контакт цемента с породой. Однако, обеспечение качественного цементирования связано с преодолением ряда трудностей, обусловленных геологическими условиями:

1) низкими положительными температурами: от +7 до +28°С в интервале открытого ствола, перекрываемого эксплуатационной колонной (соответственно при глубинах от 200 до 2500 м);

2) высокой проницаемостью слагающих пород, на 80-100% представленных карбонатами и насыщенных высокоминерализованными водами хлоркальциевого типа, содержащих сероводород;

3) большой разницей в градиентах пластового давления между флгоидонасыщеннымн пластами, в т.ч. техногенных, аномально низких и аномально высоких;

4) основная часть нефтяных месторождений находится в заключительной стадии разработки.

Это приводит к :

1. Невозможности подъема цемента на проектную высоту при цементировании скважин прямой заливкой с использованием тампонажных составов-растворов портландцемента ПТЦ Д0-50 с В/Ц=0.5 и гельцементов;

2. Заколонным перетокам по цементному камню в интервале продуктивных пластов, а также в интервале аномально высоких давлений в надпродуктивной толще;

3. Затруднениям с освоением зацементированных скважин, особенно с аномально низкими пластовыми давлениями в продуктивных пластах.

В связи с этим становится актуальной задача разработки технологических мероприятий и технических средств, обеспечивающих качественное цементирование.

Цель работы. Повышение качества разобщения пластов в геолого-техническнх условиях Пермского Прикамья путем разработки полимерцементных тампонажных составов с низкой водоотдачей и новых технологий цементирования скважин.

Основные задачи.

1.Анализ процессов, происходящих в системе скважина-пласт при креплении скважин.

2.Исследование процессов взаимодействия цементного раствора и пласта.

3.Разработка комплекса мероприятий по повышению надежности крепи, включающего разработку тампонажных составов с низкой водоотдачей, технологии их применения и технологии подготовки стволов скважин к цементированию.

4. Разработка нормативных документов для составления проектно-сметной и технологической документации.

5. Внедрение технологических мероприятий при креплении скважин.

Научная новизна.

1. Теоретически обоснован и экспериментально подтвержден механизм снижения проницаемости фильтрационной корки, сформированной безглшшстым буровым раствором (ББР).

2. Установлено, что наименьшей проницаемостью обладают фильтрационные корки безглинистых буровых растворов на основе комплексного крахмального реагента с метасили-катом натрия (МСН), дано объяснение механизма и экспериментально подтверждена эффективность использования МСН для снижения проницаемости фильтрационных корок ББР.

3. Дано объяснение механизма снижения водоотдачи тампонажных растворов, обработанных оксиэтилцеллюлозой (ОЭЦ). Установлено, что показатель фильтрации полимер-цементных тампонажных растворов снижается с увеличением времени их приготовления. Подтверждено, что часть контракционных процессов в полимер-цементных тампонажных растворах может происходить в период их приготовления, что позволяет корректировать технологию цементирования так, чтобы снизить усадочные деформации в цементном камне.

4. Выявлена зависимость между показателем фильтрации и градиентом давления прорыва воды через твердеющий тампонажный раствор. Показано, что при низких значениях водоотдачи в период структурообразования тампонажного состава градиент давления прорыва выше реально встречающихся в буровой практике.

Практическая ценность.

Разработанная методика определения градиента давления прорыва пластовой воды через твердеющий цементный камень, предложенные буферные и изолирующие составы на основе метасиликата натрия, полимерцементные составы с низкой водоотдачей, технологии цементирования скважин с разнонапорными близко залегающими пластами позволили обеспечить качество разобщения вскрытых бурением проницаемых горизонтов. Результатами геофизических исследований установлено, что процент плотного сцепления цементного камня с обсадной колонной на скважинах, где осуществлено внедрение вышеизложенных рекомендаций, составил 96-98.

Реализация результатов работы.

Технология подготовки ствола скважины к цементированию обработкой стенок скважины составами, снижающими проницаемость фильтрационной корки, применяемая при строительстве скважин на большинстве месторождений Пермского Прикамья, прошла испытания на скважинах в Мирненской экспедиции ТПП Лангепасиефтегаз ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь. Полимерцементные тампонажные составы с низкой водоотдачей применяются при цементировании всех строящихся скважин и вторых стволов, в т.ч. горизонтальных, в 4-х из 6 буровых предприятий Пермского Прикамья. Технологии цементирования способами управляемой круговой циркуляции и обратной заливки постоянно применяются в 3 буровых предприятиях ЗАО ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь. Для руководства работами по цементированию скважин и подготовке проектно-сметной документации составлена комплексная методика по креплению скважин и ряд временных инструкций. Экономический эффект от внедрения технологий составляет 50 - 120 млн.руб./скв. в ценах 1997 года.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрьггия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин» (Уфа, УГНТУ, 5-6 декабря 1996 г.), геолого-технических совещаниях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» (1997 г.), ТПП Лангепасиефтегаз (1997 г.), Ученом совете ОАО ПермНИПИнефть (1994-1997г.г.), технических совещаниях ЗАО «ЛУКОИЛ-Бурение-Пермь» и кафедре бурения ТюмГНГУ (октябрь 1997г.).

Публикации.

По диссертации опубликовано 16 научных работ, получено 5 патентов и авторских свидетельств.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомеидацн списка использованной литературы, включающего 104 наименования, приложений. Изл жена на 109 страницах машинописного текста, содержит 16 рисунков и 29 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, определены цели и задачи и следований, показана научная новизна и практическая ценность разработанных рекоменд ций.

В первой главе приведен анализ геолого-технических условий и состояния креплеш скважин на месторождениях Пермского Прикамья.

Геологические условия Пермского Прикамья характеризуются низкими положительным температурами пластов (от +7 до +28°С). Разрез, в основном, представлен карбонатным породами. Углеводородсодержащие пласты приурочены к терригенным и карбонатным о ложениям среднего и нижнего карбона, но на ряде месторождений нефтяные пласты пр| сутствуют в нижнепермских и девонских отложениях. Преобладают высокопроницаемь пласты, насыщенные высокоминерализованными водами с сероводородом. Наиболее 01 ложненная часть - верхнепермские отложения. Они перекрываются кондукторами и техш ческими колоннами. Значительная часть нефтяных месторождений находится на поздне стадии эксплуатации. Поэтому естественные осложнения, связанные с водопроявлениям] поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин, дополнились техногенным АВПД и АНПД не только в продуктивной, но и в надпродуктивной части разреза.

В верхней части скважин бурение осуществляют с промывкой технической или пласте вой водой. Цементирование скважин осуществлялось с использованием гельцемента в вер; ней части скважин и раствора тампонажного портландцемента с В/Ц = 0.5 в интервале прс дуктивных пластов.

С массовым переходом на промывку скважин безглинистыми буровыми растворами, с; шествующие тампонажные растворы не обеспечили подъем цемента на проектную высот; Увеличилось число заколонных перетоков в выходящих из бурения скважинах. Разработа1 ная с участием автора методика направленной подготовки ствола скважин к цементиров; нию до коэффициента приемистости 1-2,5 м3/ч-МПа и использование для цементировани верхней части разреза скважин тампонажных растворов пониженной плотности с пониже!

ной водоотдачей позволило, в основном, решить проблему подъема тампонажного раствора до устья, но не сняло вопрос о качестве разобщения продуктивных и водоносных пластов. Скорость обводнения продукции скважин на старых месторождениях нарастала нз-за роста количества заколонных перетоков во вновь вводимых скважинах. На ряде крупных месторождений (Осипском, Павловском, Шумовском и др.) при низком качестве цементирования нарастало значение влияния заколонных перетоков в эксплуатационных и нагнетательных скважинах на рост давления в непродуктивных пластах, еще более осложняя проблему надежного разобщения пластов.

На основании проведенного анализа качества крепления скважин и геолого-технических условий крепления обосновано, что основными причинами возникших проблем являются следующие:

1. Высокая проницаемость пород, слагающих ствол скважин и недостаточная прочность кольматационной зоны, сформированной безглинистым буровым раствором при бурении скважины.

2. Наличие в разрезе скважин разнонапорных проницаемых пластов, разделенных малыми перемычками (на некоторых месторождениях - до 1м).

3. Усадочность и высокая фильтрующая способность тампонажных растворов, используемых при цементировании разнонапорных пластов.

Во второй главе проанализированы причины некачественного цементирования скважин, обобщены теоретические и экспериментальные исследования условий и факторов, определяющих негерметичность крепи, обоснованы направления решения задачи повышения качества крепления скважин.

Герметичность крепи определяют условия размещения и формирования цементного камня в заколонном пространстве и свойства самого тампонажного материала. Большой вклад в исследование факторов, определяющих надежность крепи и разработку технологических и технических решений в этой области большой вклад внесли работы отечественных ученых Ф.А.Агзамова, М.О.Ашрафьяна, А.И.Бережного, А.И.Булатова, В.С.Данюшевского, В.М.Кравцова, Н.Х.Каримова, Ю.С.Кузнецова, В.П.Овчинникова, Н.А.Мариампольского, М.Р.Мавлютова, Ш.М.Рахимбаева и др.

Как показали А.И.Булатов и А.Л.Видовский, механизм флюидообмена между тампонаж-ным раствором и пластами определяется целым рядом условий, из которых наибольшее значение при равных температурах имеет градиент давления и проницаемость среды.

На начальной стации твердения тампонажного раствора градиент в системс «тампонажный раствор-пласт» положительный. Это приводит к фильтрации воды затворе-ния н продуктов гидратации цемента в пласт. По мере структурообразования тампонажного раствора создаются условия, при которых градиент давления в системе «тампонажный раствор-пласт» становится отрицательным. Контракционные процессы в цементе и недостаток воды для гидратации способствуют притоку жидкости из пласта. Седиментационная неустойчивость тампонажного раствора способствует канапообразованиям в формирующемся цементном камне и по контактным поверхностям с вмещающей цемент средой.

Проницаемость пластов определяется природными условиями и степенью кольматацнн приствольной зоны пласта буровыми растворами в процессе бурения скважины. Как показал анализ цементирования скважин, пробуренных с промывкой ББР в Пермском Прикамье, проницаемость кольматационной зоны остается настолько высокой, что процесс цементирования осложняется за счет снижения подвижности раствора из-за потери воды затворения тампонажного раствора в проницаемые пласты.

Используемые тампонажные растворы обладают высокой фильтратоотдачей под давлением. Установлено, что раствор тампонажного портландцемента с В/Ц=0.5 имеет предельную водоотдачу 30 с при перепаде давления 0,7 МПа через бумажный фильтр с порами до 10 нм. При фильтрации через тарированную оксидную таблетку с проницаемостью 200 мД время полной фильтрации составляет 9с. Для полной гидратации цемента необходимо 2835% воды по массе цемента, в то время как для тампонажных растворов используется 45% воды и более. Как показал В.П.Овчинннков, даже при полной гидратации цемента, которая достигается через несколько десятков лет для В/Ц > 0.5, в структуре цементного камня сохраняется капиллярная пористость. Открытая капиллярная пористость цемента является естественной системой движения флюидов через формирующийся цементный камень.

Анализ теоретических исследований и опыт практических работ показывает, что для решения проблемы качественного цементирования необходимо три условия:

1. Предотвращение возможности флюидообмена между тампонажным раствором и пластом;

2. Создание седнментацнонно устойчивых тампонажных составов;

3. Исключение усадочных объемных деформаций в формирующемся тампонажпом камне.

Изложенное обусловило следующую постановку задач исследований:

1. Изучение проницаемости фильтрационных корок, сформированных безглинистыми буровыми растворами, обоснование технологий и технологических средств для снижения их проницаемости.

2. Обоснование и выбор реагентов понизителей водоотдачи тампонажных растворов. Изучение механизма снижения водоотдачи. Разработка тампонажных составов с низкой водоотдачей и их лабораторное испытание в условиях, моделирующих скважинные.

3. Исследования факторов, определяющих изоляционные свойства цементного камня из тампонажного состава.

4. Разработка технологий крепления скважин с использованием разработанных тампонажных составов.

Третья глава посвящена обоснованию и выбору методики исследований; результатам экспериментальных исследований по изучению и регулированию проницаемости зоны кольматации, сформированной при фильтрации ББР; разработке тампонажного состава с низкой фильтрацией и определению условий, исключающих прорыв пластовых флюидов через формирующийся цементный камень.

Изучено изменение проницаемости фильтрационных корок и зоны кольматации, формирующихся при фильтрации традиционно используемых в Пермском Прикамье высокоминерализованных ББР, обработанных акриловыми полимерами, лигносульфонатами и КМЦ, а также новых, разработанных с участием автора, ББР на основе полисахаридов при фильтрации цементного раствора. Исследование фильтрации тампонажного раствора через фильтрационные корки безглинистого бурового раствора позволило установить следующее. Фильтрационная корка, сформированная буровым раствором на основе полисахаридов, более устойчива к воздействию фильтрата цементного раствора, чем фильтрационные корки, сформированные ББР, обработанными акриловыми полимерами, КМЦ и лигносульфонатами. Фильтрация необработанного цементного раствора с В/Ц=0.5 через фильтрационную корку, сформированную ББР на основе полисахаридов, составила 5-8 см3/ЗОмнн. при ДР = 0,7 МПа, в то время как через фильтрационные корки, сформированные ББР, обработанными ПАА, КМЦ и лигносульфонатами, в 2-5 раз больше. Особенно низкой проницаемостью обладают фильтрационные корки, сформированные ББР на основе пластовой воды и комплексного крахмального реагента (ККР), в состав которого входит метасиликат натрия (МСН). Это объясняется дополнительной кольматацией порового пространства фильтрационных корок нерастворимыми силикатами кальция, образующимися при взаимодействии МСН с ионами кальция фильтрата цементного раствора, что согласуется с данными

В.Д.Городнова. Проведенные исследования подтвердили предполагаемую необходимость снижения проницаемости кольматационной зоны, сформированной ББР.

Снижение проницаемости приствольной части скважнны возможно за счет направленной кольматации твердой фазой промывочной жидкости. В этом направлении разработан ряд способов волнового воздействия на пласт. Методы волновой и струйной обработки пласта широко используются в ряде нефтяных регионов страны. Для получения эффекта требуется введение в буровой раствор специальных кольматантов. Учитывая недостаточный опыт работ в этом направлении в Пермском Прикамье и отсутствие эффективных и технологичных кольматантов, которые сочетаются с рецептурами использующихся неструктурированных безглинистых буровых растворов, более предпочтительным представляется обработка пласта пачками специальных изолирующих растворов, устанавливаемых против проницаемых пластов в виде ванн во время СПО или буферных композиций при цементировании.

Другим направлением снижения проницаемости зоны кольматации призабойной зоны пласта является закачка под давлением специальных тампонирующих составов. Однако, из-за опасности необратимой кольматации продуктивного пласта область применения таких работ ограничена непродуктивной частью ствола скважины.

Полученные нами результаты исследований проницаемости фильтрационных корок безглинистых растворов позволили сделать вывод о положительном влиянии МСН на повышение устойчивости фильтрационных корок безглшшстых буровых растворов к воздействию дисперсионной среды тампонажных растворов. Проведены исследования по определению оптимальной концентрации МСН и разработан состав для обработки приствольной зоны скважины перед цементированием.

Другим направлением снижения взаимодействия тампонажный раствор - пластовый флюид может быть разработка тампонажных растворов с низкой водоотдачей. Наиболее эффективным путем снижения водоотдачи признан ввод специальных добавок, как правило на основе высокомолекулярных соединений (ВМС). В буровой практике наиболее широко представлены реагенты, относящиеся к классу полисахаридов (ММЦ, МЦ, ОЭЦ, КМЦ, крахмал и др.), акриловых полимеров (ПАА, метас, гипан, М-14 ВВ), а также полнэтнленок-сид (ПЭО), поливиннлацетат (ПВА), поливиниловый спирт (ПВС), моноаплиламин (МАА), полиамины и др.

Теоретические и экспериментальные исследования по разработке тампонажных составов с низкой водоотдачей позволили выработать следующие требования к реагентам - понизителям водоотдачи:

* высокая солестойкость в отношении ионов Са2+ и рН среды более 12;

* минимальное влияние на другие технологические показатели цементного раствора (реологические свойства, сроки загустевания и твердения);

* совместимость с фильтрационной коркой буровых растворов.

Основываясь на теории кристаллизационного структурообразования П.А.Ребиндера, прочность камня в конечном итоге определяется прочностью химических связей между кристаллами новообразований, которые заменяют в процессе гидратационного твердения коагуляционную тиксотропную структуру, образованную, в основном, за счет ван-дер-ваальсовых сил и водородных связей.

Индифферентность ряда полимеров из класса эфиров целлюлозы в отношении составляющих цементного клинкера и кристаллических новообразований объясняется наличием неионогенных (например, метоксильных, оксипропильных) групп, не взаимодействующих с реакционноспособными центрами цементных частиц( Са2+, А13+ и др.).

Были поставлены исследования по изучению влияния оксиалкиловых эфиров целлюлозы на фильтрационные свойства тампонажных растворов из портландцемента с учетом их влияния на физико-химические свойства формирующегося из него цементного камня.

Исследованы оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ), выпускаемые фирмами Heochst (Tylose ЕНМ, ЕНН, EH, Н20Р и др.), Hercules (Natrosol 250 GR, MBR, HHBR, H4BR) и Полицелл (Сульфацелл 6867,11047,11094,7994,6415, В-56).

Показатели тампонажных составов замеряли при температуре +22°С. Между замерами тампонажные составы непрерывно перемешивались. В испытаниях использовали водные растворы тампонажного портландцемента Горнозаводского цементного завода ПТЦ ДО -50 при В/Ц=0.5 с добавками и без. Установленные зависимости приведены на рис.1, 2, а разработанные полимерцементные составы в таблице 1.

Таблица 1.

Составы тампонажных растворов с низкой водоотдачей

№ Состав, мас.ч.

Цемент ОЭЦ СаСЬ ЛСТП ЭТСК вода

1 100 0,3-1,0 2-3 0,1 - 48-50

2 100 0,3-1,0 2-3 - 0,5 48-50

3 100 0,3-1,0 3 - - 48-50

Примечание. ЛСТП - лигносульфонат технический порошкообразный; ЭТСК - этилсиликат -конденсат.

Динамика загустевания тампонажной смеси

ЗОмин 1ч30мин 2ч 2ч30мин

Время загустевания, ч-мин

— цемент без добавок, В/Ц = 0.5; цемент + 0,3%ОЭЦ (в сухом виде) + 2,0% СаС12, В/С = 0.5. Рис.1.

Динамика фильтрации тампонажной смеси с добавками ОЭЦ фирмы Heochst

— ЕНМ0,3%; —о— EHL0,5%; —Д— ЕНН 0,3%; —□— Н20 Р 0,7%; —<8^— Н20 Р (модифицированный пеногасителем) 0,7% Рис.2.

Исследование кинетики фильтрации цементных растворов, обработанных ОЭЦ, и цементных растворов без обработки позволяют предложить следующий механизм снижения фильтрационных свойств тампонажных растворов при вводе ОЭЦ.

Макромолекулы ОЭЦ, обладая высокой устойчивостью к ионам кальция за счет оксн-этильных групп, способны к набуханию и связыванию свободной воды тампонажного рас-

твора. Набухание ОЭЦ сопровождается значительным увеличением размеров макромолекул и повышением вязкости дисперсионной среды. Сравнение вязкости растворов ОЭЦ, растворенных в 40%-ном водном растворе хлорида кальция, и в пресной воде при равных концентрациях полимера показало, что солевой раствор имеет более высокую вязкость. Это позволяет предположить, что в цементном растворе, дисперсионная среда которого насыщена нонами Са2+, идет укрупнение макромолекул ОЭЦ за счет взаимодействия ионов кальция с двумя полимерными цепями через гидроксильные группы. Индифферентность молекул ОЭЦ к адсорбционным центрам кристаллов клинкера цемента и слабая связь с их поверхностью за счет водородных связей и ван - дер - ваальсовых сил обусловливает фильтрацию макромолекул ОЭЦ из тампонажного раствора под действием перепада давления.

Макромолекулы полимера, при фильтрации дисперсионной среды, содержащей ОЭЦ, адсорбируются на поверхности и в сужениях пор проницаемой перегородки (фильтра), снижая ее проницаемость.

Дополнительная кольматация фильтрационной корки, очевидно, осуществляется коллоидными частицами продуктов гидратации цемента с последующей коллоидацией и структу-рообразованием.

Исследование изменения вязкости 40%-ного водного раствора хлорида кальция, обработанного ОЭЦ, и фильтрата этого раствора, а также фильтрата цементного раствора, обработанного ОЭЦ, удовлетворительно подтверждают предложенный механизм фильтрации.

Увеличение плотности тампонажного раствора происходит в течение 1-1,5 часов. Разница во времени зависит от состава добавок и партии цемента, но не зависит от сроков твердения. Полученная зависимость коррелируется с известным графиком динамики контракционных процессов для водного раствора тампонажного портландцемента при низких и умеренных температурах с В/Ц=0.5, показанным В.П.Овчинниковым, Ю.С.Кузнецовым. Некоторые исследователи (Н.Х. Каримов, В.С.Дашошевский) отмечают, что контракционные процессы могут иметь положительное значение дтя качества разобщения пластов, если контракция происходит в тот период, когда тампонажный раствор находится в подвижном состоянии. Установлено, что изменение консистенции тампонажных составов с низкой водоотдачей происходит аналогично обычному раствору тампонажного портландцемента и приобретает самые низкие значения через 0,5-0,75 часа. Их реологические свойства определяются в первую очередь маркой реагента - понизителя водоотдачи и способом его ввода в тампонажный раствор.

Установлено, что у тампонажных составов с добавкой ОЭЦ фильтрационные свойства при перемешивании снижаются, достигая к началу «зависания» показателя, отличающегося от начального в 3 - 10 раз.

Исследование факторов, определяющих движение пластовых флюидов через тампонаж-ный раствор, проводилось на основе моделирования условий прорыва пластовой воды в за-колонном пространстве. При этом принимались следующие условия. Переток между двумя близкозалегающими разнонапорными пластами при формировании цементного камня наиболее вероятен в период «зависания» и снижения передаваемого на пласт напора столба цемента до гидростатического и ниже. В этот период возможность перетока определяется разностью градиентов пластового давления между смежными проницаемыми пластами и наличием открытой пористости в цементном тесте. Исследования проводились на пресс-фильтре фирмы «Ваго1с1», в который эксцентрично устанавливался металлический цилиндр, иммити-рующий обсадные трубы. Соотношение между внешним диаметром цилиндра и внутренним диаметром прибора соответствовало соотношению обсадных труб 146 мм к долоту 215,9 мм. После перемешивания в течении 2 часов, что соответствует максимальному времени цементирования скважин в Пермском Прикамье, тампонажный раствор заливался в прибор. По отдельной пробе определялось условное время зависания и в прибор подавалась вода под избыточным давлением 0,7 МПа. Принятый градиент прорыва составил 10 МПа/м, что превышает градиенты давления между пластами, реально встречающиеся в практике бурения скважин в Пермском Прикамье, в 2 раза.

Проведенные исследования показали, что, вопреки мнению некоторых исследователей, для исключения возможности прорыва нет необходимости снижать фильтрационные показатели тампонажного состава до нуля. Так, при водоотдаче тампонажного состава с Ту1о5е ЕНМ в пределах 60,0 см3/30 мин. при 0,7 МПа сразу после приготовления и соответственно при водоотдаче 8,0 см3/30 мин. к моменту зависания, прорыва не происходило.

Полученные данные использованы для практического применения при разработке технологий цементирования. Важным моментом является то, что на фильтрационные показатели большое влияние оказывает температура окружающей среды, а также изменение качества ОЭЦ от условий и продолжительности хранения. В меньшей степени влияет способ ввода полимера в тампонажный раствор.

В четвертой главе приведены результаты разработки технологий цементирования скважин с использованием тампонажных растворов и методики подготовки скважины к цементированию в Пермском Прикамье.

Выполненные нами исследования показали, что снижение флгоидообмена между скважиной и пластом после цементирования может быть достигнуто за счет предварительной обработки фильтрационной корки, сформированной безглинистым буровым раствором в процессе бурения скважины, и размещения против пласта тампонажного состава с низкой водоотдачей при условии его предварительного кондиционирования в течение 1-1,5 часа.

Эффективное использование МСН для обработки проницаемых участков скважины путем установки ванны по принятой технологии в условиях Пермского Прикамья заключается в необходимости замещения бурового раствора в скважине по крайней мере на 2/3. Это неприемлемо как по технологическим, так и по экономическим причинам. Поэтому была разработана и внедрена система подготовки ствола скважины, включающая установку ванны с МСН против продуктивного пласта и, в целях обработки верхней части скважины, использование буферного раствора на основе МСН при цементировании скважины. Кроме того, производится промывка скважины безглинистым буровым раствором с пачкой МСН с концентрацией 5-10%. Последнее используется только после окончании скважины бурением.

Подготовка ствола скважины с помощью забойных пачек в силу длительности контакта с ограничивающими породами и большой концентрации метасиликата натрия обеспечивает высокое качество гидроизоляции кольматационой зоны в интервале продуктивного пласта.

Прокачивание буферного раствора МСН по стволу скважины из-за небольшого времени контакта неэффективно в нижней части скважины. Но после установки тампонажного раствора в скважине на равновесие в трубном и затрубном пространстве, тампонажный раствор поднимается со скоростью не выше 2 м/с, что обеспечивает раствору МСН со столбом протяженностью около 300 м достаточное время для обработки фильтрационной корки.

Вскрытие продуктивного коллектора на буровом растворе с высоким содержанием метасиликата натрия может привести к его глубокому проникновению в проницаемые пласты и вызвать частичную блокаду каналов нефтяного коллектора. Поэтому, при вскрытии нефтеносной части пласта дополнительные добавки метасиликата натрия в раствор не производятся. После вскрытия нефтяного пласта при уже сформировавшейся кольматационной зоне ме-таснликат натрия, дополнительно введенный в раствор, упрочняет и гидроизолирует кольма-тационный экран в приствольной части, не проникая глубоко в пласт.

Испытание методов подготовки ствола на скважинах без применения других технических средств позволило повысить качество крепления, по данным геофизических методов исследования, с 60-70% до 75-92% в Пермском Прикамье и до 96,5% на скважинах ТПП Лапгепаспефтегаз.

Разработанные тампонажные составы с низкой водоотдачей испытывались при цеме! тировании скважин №№229 и 241 Уньвинского и №216 Логовского месторождений. Тамги нажный раствор на основе портландцемента ПЦТ20-50 с добавкой 0,3% ОЭЦ ТуЬйе ЕНМ 3% СаС^ размещался против интервала продуктивного пласта. Цементирование одностуне] чатой прямой заливкой осуществлялось в следующем порядке. Закачка буферной жидкост облегченного тампонажного раствора плотностью 1650 кг/м3, закачка забойной пачки та! понажного раствора с низкой водоотдачей с В/Ц = 0.5, продавка.

Для приготовления тампонажного состава с низкой водоотдачей использовали емкой оборудованную перемешивающим устройством пропеллерного типа. ОЭЦ вводили в сухс виде в заготовленный раствор тампонажного портландцемента плотностью 1830 кг/м3, з творенного на 6%-ном водном растворе хлорида кальция, при перемешивании .

В процессе перемешивания наблюдалось повышение плотности тампонажного раств ра (табл. 2).

Таблица

Время перемешивания и изменение плотности тамнонажных составов на скважинах

Показатель скв.№229 скв.№241 скв.№216

Плотность начальная, кг/м3 1830 1830 1820

Плотность при закачке в скважину, кг/м3 1860 1870 1850

Время перемешивания, мин. 90 70 75

Качество цементирования интервалов продуктивного пласта по данным геофизичесю исследований и геологические условия приведены в таблице 3.

Таблицг

Геологические условия цементирования скважин

№№ Пластовое давле- Пластовое Расстояние % сплошного кон- Перето!

СКВ. ние в продуктив- давление в смеж- между такта от длины после

ном пласте, ном водоносном пластами, интервала освоени

% Pre коллекторе, %Ргс м

241 74 110 3,5 100,0 нет

229 79 95 4,1 95,0 нет

216 76,5 100 3,2 100,0 нет

Примечание. Качество цементирования интервала продуктивных пластов ранее пробуре ных скважин по акустическому каротажу составляет 65-85%.

Внедрение этой технологии совместно с технологией подготовки стволов скважин к цементированию позволило поднять уровень качества цементирования продуктивных пластов до 96-98%. Так, по результатам исследования скважин на месторождениях Чернушинского филиала ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь за 9 месяцев 1997 года на 14 скважинах Москудьинского месторождения, качество цементирования составило 100%. При освоении скважин получены проектные дебиты при сокращении времени освоения в 1,5 раза. Заколонные перетоки не зарегистрированы, призабойная зона пласта чистая.

Восстановление скважин бурением вторых стволов из ранее построенных скважин, в т.ч. горизонтальных, привело к необходимости решения вопроса цементирования хвостовиков в зазорах от 5 до 12 мм. Использование разработанной технологии подготовки стволов сква-жнн и цементирования оказалось эффективным в этих условиях. В 1995-1997 годах зацементировано более 20 хвостовиков, в т.ч. два с зазорами 5 мм. Особенностью приготовления тампонажных составов с низкой водоотдачей в этом случае был ввод в тампонажный раствор оксиэтнлцеллюлозы Ту1озе ЕНМ, смоченной в воде, что не меняет фильтрационных показателей в сравнении с вышеописанным способом ввода добавки. При этом растекаемость там-понажного состава составляла 22.0-24.0 см без увеличения В/Ц. При этом способе ввода добавки В/Ц отношение при цементировании хвостовиков с зазорами 8-12 мм снижали до 0.450.48. Отсутствие геофизических приборов необходимых габаритов не позволяет произвести оценку качества крепления хвостовиков диаметром 89 мм. По данным, полученным при исследовании качества крепления хвостовиков 114 и 127 мм, качество крепления составило 98100%.

С использованием разработанной технологии в Пермском Прикамье зацементировано более 100 обсадных колонн и хвостовиков.

Проблема качества крепления скважин Пермского Прикамья не ограничивается необходимостью повышения надежности крепления призабойной части скважины. Наличие в нал-продуктивной части пласта многочисленных разнонапорных высокопроницаемых коллекторов, насыщенных минерализованными пластовыми водами, потребовало разработки специальных технологий цементирования. Использование пакерующих колонных устройств в этих условиях не далн результатов. Для этого разработаны способы прямой и обратной управляемой круговой циркуляции с использованием дополнительной (заливочной) колонны труб, спускаемой в обсадные колонны. Выбор способа прямой или обратной заливки определяется величиной градиентов пластовых давлений и проницаемостью надпродуктивной части ствола скважины. Прямая циркуляция используется при коэффициенте приемистости надпродук-

тивной части скважины в пределах 5,0 м3/ч-МПа, а обратная круговая циркуляция при коэффициенте приемистости до 10,0 м3/ч-МПа.

Управление процессом цементирования достигается за счет устьевой герметизации труб Реализация этих технологий на практике, с одной стороны обеспечивает кольматацию стенок скважины, с другой - создает условия химического сродства цементной корки, отлагающейся на стенках скважины, и тампонажного камня. Циркуляция в системе заливочная колонна - заколонное пространство - емкость с перемешивающим устройством - цементировочный агрегат - заливочная колонна производится в течение 1,5-2 часов, что, согласие данным проведенных исследований, в значительной степени снижает процесс усадочной деформации твердеющего тампонажного состава.

Реализация способов разработана в нескольких вариантах:

* круговая циркуляция тампонажным раствором пониженной плотности с постепенным утяжелением;

» круговая циркуляция тампонажным раствором с В/Ц =0.5 с низкой водоотдачей;

* круговая циркуляция тампонажным раствором с низкой плотностью и низкой водоотдачей с последующим размещением против интервала продуктивного пласта отдельно приготовленной пачки тампонажного раствора с низкой водоотдачей с В/Ц = 0.5.

При внедрении этих технологий отмечено повышение плотности тампонажных составов при циркуляции. Качество крепления скважин по всему стволу возросло до 80 - 95%. Применение этих технологий решило проблему цементирования скважин с АВПД в надпродуктив-ной части разреза скважин на Осинском, Шумовском и других месторождениях Пермского Прикамья.

На основании успешного цементирования скважин способом обратной круговой циркуляции было внедрено обратное цементирование в один цикл с применением специально разработанного набора кольматирующих буферных жидкостей и закачкой отдельно и заранее заготовленной забойной пачки тампонажного раствора с низкой водоотдачей, перемешиваемой в течение 1,0 - 1,5 часов.

Цементирование таким способом в 1996 - 1997 годах произведено на 43 скважинах. Среднее качество цементирования по геофизическим методам исследования составило 96,1% по всему стволу скважин. Заколонные перетоки не отмечены ни на одной скважине.

Анализы результатов внедрения показали, что экономический эффект на одну скважину по разработанным технологиям составляет 50 - 120 млн. руб. при неучтенных снижении времени освоения и сохранении коллекторских свойств пласта.

Таким образом, результаты промысловых испытаний и внедрения разработанных технологий подготовки ствола скважины и цементирования с использованием тампонажных растворов с низкой водоотдачей для условий Пермского Прикамья показывает, что данное направление является эффективным средством повышения надежности разобщения пластов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ II РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Показано, что важнейшими причинами неудовлетворительного качества цементирования являются флюидообмен в системе «проницаемый пласт - тампонажный состав» и контракция при формировании цементного камня.

2. Обоснована необходимость снижения проницаемости фильтрационной корки ББР путем ее обработки перед цементированием метасиликатом натрия за счет образования нерастворимых солей силиката кальция, и снижения водоотдачи тампонажных составов путем ввода ОЭЦ. Показан механизм снижения водоотдачи в тампонажных составах, обработанных ОЭЦ. Остаточная проницаемость фильтрационной корки дополнительно снижается за счет кольматации пор макромолекулами ОЭЦ и продуктов гидратации тампонажного раствора предотвращая или сводя интенсивность флгоидообмена между тампонажным составом и коллектором пласта до минимума. Экспериментально доказано, что указанными средствами может быть предотвращен прорыв пластовых флюидов через твердеющий тампонажный камень.

3. Подтверждено, что значительная часть отрицательных контракционных деформаций тампонажного состава происходит в течение 1-1,5 часов, что, по технологическим условиям,позволяет воздействовать на цементный раствор методами активации, снижая до минимума отрицательное влияние контракции на герметичность цементного камня.

4. Разработаны тампонажные составы с низкой водоотдачей путем обработки их ОЭЦ. Определены оптимальные концентрации и способы ввода их в тампонажный состав.

5. На основе теоретических, экспериментальных исследований разработаны и внедрены технологии подготовки стволов скважин к спуску обсадных колонн и цементирования скважин. в т.ч.:

* технология подготовки стволов скважин к цементированию путем обработки пластов раствором метасиликата натрия посредством забойных ванн, буферных жидкостей и специальной обработки безглинистого бурового раствора:

* технология цементирования прямой заливкой с предварительным приготовлением и кондиционированием тампонажного раствора с низкой водоотдачей;

* технология цементирования управляемой прямой круговой циркуляцией;

* технология цементирования управляемой обратной круговой циркуляцией, что дополнительно обеспечивает, в сравнении с предыдущей, подавление и изоляцию высокоаномальных водоносных пластов.

6. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований легли в основу разработки нормативной и проектно - сметной документации на строительство скважин в Пермском Прикамье.

Содержание диссертации опубликовано в 60 работах, основные из которых:

1 .Татауров В.Г., Терентьев Ю.И., Руцкий A.M. Повышение качества крепления скважин и сохранности крепи в зоне продуктивных горизонтов // Тезисы докл. 2-ой Всесоюзной конф. "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин". - Ивано-Франковск, 1988. - С.69-73.

2. Выбор технологии цементирования скважин в осложненных геологических условиях Пермского Прикамья / Ю.И.Терентьев, В.Г.Татауров, Н.К.Нацибулнна и др.// Сб.научн.тр. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - С.64-69.

3.Осуществление круговой циркуляции тампонажного раствора в скважине при цементировании обсадных колонн/ Ю.И.Терентьев, В.Г.Татауров, В.С.Гребенников и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - (Экспресс-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше н на море; Вып.7).

4. Терентьев Ю.И., Татауров В.Г., Нацибулнна Н.К. Применение облегченных тампонаж-ных растворов с низкой фильтратоотдачей на площадях Пермского Прикамья. - Инф. листок N87-44. - Пермь: Пермский ЦНТИ.

5. Татауров В.Г. Способ цементирования обсадных колонн. - Инф.листок N289-96. -Пермь: Пермский ЦНТИ, 1996.

6. Временное руководство по технологии приготовления и применению облегченных там-понажных растворов с низкой фильтратоотдачей /В.Г.Татауров, Н.К.Нацибулнна, Ю.И.Терентьев. - Пермь: ПермНИПИнефть, 1987. - 26 с.

7. Комплексная методика исследования и ликвидации осложнений в флюидопроводящих пластах /В.Г.Татауров, Ю.И.Терентьев. - Пермь: ПермНИПИнефть, 1994. - 98с.

8. Комплексная методика крепления скважин в осложненных гидрогеологических условиях ГПО Пермнефть /В.Г.Татауров, Ю.И.Терентьев, В.С.Гребенников. - Пермь: ПермНИПИ-нефть, 1993.-61 с.

9.Технологический регламент на строительство вторых стволов малого диаметра из бездействующих скважин /В.Г.Татауров, Е.Г.Захаров,А.М.Нацепннская и др. - Пермь, 1996. - 49 с.

10. Технологический проект на строительство дополнительного ствола из скважин NN404, 406, 411, 415 Опалихинского поднятия Ножовской группы месторождений /В.Г.Татауров, Е.Г.Захаров, Ю.В.Фефелов. - Пермь, 1997. - 34 с.

И. Татауров В.Г., Кузнецова О.Г. Технология крепления продуктивных горизонтов //Тезисы семинара-дискуссии "Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин". - Уфа, УГНТУ, 1996.-12 с.

12. Вязко-упругий состав на основе полисахарида для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов /В.Г.Татауров, А.М.Нацепннская, О.А.Чугаева и др. //Тезисы семинара-дискуссии "Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин". - Уфа, УГНТУ, 1996. -12 с.

13. Татауров В.Г., Гребенников В.Г. Способ цементирования обсадных колонн методом круговой циркуляции тампонажного раствора в скважине //Тезисы семинара-дискуссии "Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин". - Уфа, УГНТУ, 1996. -12 с.

14. Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивных пластов/ В.Г.Татауров, А.М.Нацепннская, Ю.М.Сухих и др. //Тезисы семинара-дискуссии "Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин". - Уфа, УГНТУ, 1996. -12 с.

15. В.П.Овчинников, В.Г.Татауров, П.В.Овчинников. Полимерцементные составы для крепления скважин// Сб. Тезисов научно - практической конференции «Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона». - Тюмень, ОМТ ОАО Запсибгазпром, 1997. - 53 с.

Авторские свидетельства н патенты:

1. A.C. 1837099 СССР, Е 21 В 33/14. Способ цементирования обсадной колонны в скважине /В.С.Гребенников, Ю.И.Терентьев, В.Г.Татауров и др. - N4881783/03; Заявлено 11.11.90; Опубл. 30.08.93, Бюл. N32/1.

2.Пат. 2060360 РФ, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав /В.Г.Татауров, П.М.Южанинов, Е.М.Гнеев и др. - Заявлено 10.03.94; Опубл. 20.05.96, Бюл. N14.

3. Пат.2067158 РФ, Е 21 В 33/14. Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине /В.Г.Татауров, В.С.Гребенников, Ю.И.Терентьев н др. - Заявлено 16.03.94; Опубл.

27.09.96, Бюл. N27.

4. Пат. 2065923 РФ, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав /В.Г.Татауров, Н.К.Нацибулина, О.В.Поздеев и др. - Заявлено 13.05.94; Опубл. 27.08.96, Бюл. N24.

5.3аявка N96103607/03 РФ, С 09К 7/02. Реагент для обработки буровых растворов /В.Г.Татауров, Ю.М.Сухих, А.М.Нацепинская и др. - Заявлено 26.02.96; Реш. о выдаче

04.06.97.

б.Заявка N96119416/03 РФ, С 09К 7/00; Е 21 В 33/13. Вязко-упругий состав для заканчива-ния и капитального ремонта скважин /В.Г.Татауров, Ю.М.Сухих, А.М.Нацепинская и др. -Заявлено 27.09.96.

7.3аявка N96120317/03 РФ, Е 21 В 33/138. Нетвердекнций тампонажный состав /В.Г.Татауров, Н.А.Зуева, Б.А.Акулов. - Заявлено 08.10.96.

Соискатель Татауров В.Г.