Исследование и разработка полимерных буферных жидкостей для повышения герметичности крепи нефтяных и газовых скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Лю Хаоя

• Лю Хаоя
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Лю Хаоя

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНСТИ КРЕПИ СКВАЖИН

1.1 Факторы, определяющие герметичность крепления обсадных колонн

1.2 Обзор технических средств и приемов для повышения качества крепления скважин

1.3 Методы повышения качества крепления скважин

1.4 Применение буферных жидкостей при цементировании

1.5 Применение полимерных композиций при цементировании

1.6 Выводы по главе 1. Постановка цели и задачи исследования

ГЛАВА 2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Методика исследований составов и структур минералов системы «цементный камень-глинистая корка-порода»

2.2 Определение основных свойств разрабатываемой полимерной буферной жидкости

2.3 Методика, экспериментальных исследований адгезии системы «цементный камень-глинистая корка-порода»

2.4 Планирование экспериментов и обработка их результатов

Выводы по главе

ГЛАВА 3 Исследования влияния полимерной буферной жидкости на адгезию цементного камня с горной породой

3.1 Исследования адгезии системы «цементный камень-глинистая корка-порода»

3.2 Исследования вязкости смесей буферной жидкости и бурового раствора

3.3 Исследования реологических свойств смесей буферной жидкости и цементного раствора

Выводы по главе

ГЛАВА 4 Исследования минерального состава и структуры системы «цементный камень-глинистая корка-порода»

4.1 Исследование ИК-спектрограммы состава

4.2 Исследование состава системы «цементный камень- глинистая корка-порода» с помощью рентгено-структурного анализа (ХЯС)

4.3 Электронно-микроскопические исследования минеральных структур системы «цементный камень-глинистая корка-порода»

Выводы по главе

ГЛАВА 5 Аналитические исследования механизма действия разработанных составов буферных жидкостей на глинистую корку и цементный раствор

5.1 Исследования взаимодействия буферной жидкости с глинистыми минералами

5.2 Исследования физико-химического взаимодействия буферной жидкости с цементным раствором

5.3 Процессы и результаты воздействия буферной жидкости на систему «цементный камень-глинистая корка-порода»

Выводы по главе

ГЛАВА 6 Опытно-производственная и экономическая оценка эффективности применения разработанных композиций

6.1 Оценка экономического эффекта от использования полимерных буферных жидкостей на месторождении нефти «Шэнли»

6.2 Результаты опытно-производственных испытаний на скважине на месторождении нефти «Шэнли»

Выводы по главе

Общие выводы и рекомендации

Список литературы

Приложение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка полимерных буферных жидкостей для повышения герметичности крепи нефтяных и газовых скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследования. Крепление обсадных колонн является одним из основных и технологически сложных процессов строительства нефтяных и газовых скважин. Более 25% нефтегазовых скважин в мире имеют межпластовые перетоки различной интенсивности, которые приводят к большим экономическим потерям. Заколонные перетоки обычно происходят по контакту цементного камня с горной породой, т.к. в ряде случаев полностью удалить глинистую корку с поверхности ствола скважин не всегда удаётся, что приводит к отсутствию адгезионной связи между ними. В этой связи разработка новых полимерных буферных жидкостей (ПБЖ), способствующих повышению адгезии цементного камния с породой представляется весьма актуальной задачей.

Цель работы: Повышение качества изоляции затрубного пространства скважин.

Идея работы состоит в разработке составов буферных жидкостей с добавками синтетического латекса, обеспечивающих надежный контакт цементного камня с породой, покрытой глинистой коркой.

Основные задачи исследований

1. Выполнить обзор и анализ современных методов и технических средств, применяемых для повышения герметичности крепи скважин.

2. Разработать рецептуры полимерных буферных жидкостей и оценить эффективность их действия.

3. Провести исследования минерального состава и структуры системы «цементный камень-глинистая корка-порода» при применении новых полимерных буферных жидкостей.

4. Дать научное обоснование физико-химических процессов и механизмов действия полимерных буферных жидкостей на глинистую корку.

Методика исследований включает в себя проведение экспериментальных исследований по разработке буферных жидкостей,

исследования структуры и физико-механических свойств цементного раствора и камня, электронно-микроскопические исследования структуры минералов на контакте цемента с горной породой.

Научная новизна работы состоит в установлении закономерностей и механизма взаимодействия полимерных буферных жидкостей с тампонажным составом и глинистой коркой при креплении обсадных колонн в условиях глинизации стенок скважины.

Защищаемые научные положения

1.Буферные жидкости на водной основе, содержащие различные концентрации в полимерном растворе добавки (ОМ-11), позволяют повысить адгезионную контактную прочность цементного камня с горной породой, покрытой глинистой коркой. С увеличением концентрации полимерной добавки в пределах 15%-25%, прочность сцепления цементного камня с породой увеличивается с течением времени от 6 до 18 раз через 2 дня и около 14 раз через 60 дней.

2. Минералы С-Н^(1) и цеолиты, образующиеся в системе «цементный камень-глинистая корка-порода» формируют спутанно-волокнистую сетчатую структуру, объединяющую цементный камень с коркой, повышая тем самым адгезию с гороной породой.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, высокой степенью сходимости их результатов и воспроизводимостью полученных данных.

Практическая значимость работы состоит в разработке составов полимерных буферных жидкостей для отверждения глинистой корки и повышения её контакта с цементным камням. Опытно-производственные испытания были проведены в районе месторождение нефти «Шэнли» в провинции Шаньдун (КНР).

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались

на V Международной конференции с элементами научной школы для молодежи «Экологические проблемы нефтедобычи-2015», Уфа (20-22 октября 2015г.), XI Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)», Москва (20-23 октября 2015 г.), ежегодных конференциях молодых ученых Горного университета ( 2014-2015 г.г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, в том числе 3 статьи в журналах, входящих в перечень ведущих журналов и изданий, рекомендуемых ВАК Минобрнауки России и 2 тезиса доклада.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка. Материал диссертации изложен на 108 страницах, включает 9 таблиц, 46 рисунков, 1 приложение.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНСТИ КРЕПИ СКВАЖИН

1.1 Факторы, определяющие герметичность крепления обсадных колонн

Крепление скважин - технологический процесс, связанный с выбором тампонажных смесей, приготовлением, регулированием их основных параметров и доставкой их в затрубное пространство скважины с целью создания преграды (перемычки) на пути движения пластовых флюидов или для обеспечения выполнения специальных работ в скважине [ 1 ]. В качестве материала для крепления скважин наиболее широко применяется цементный раствор, поэтому крепление скважин еще называется цементированием.

По оценкам специалистов 25% пробуренных скважин имеют некачественное крепление [ 2 ]. На качество цементирования, от которого в значительной степени зависит успешность строительства скважины, оказывают влияние различные факторы. Ученые утверждают, что главная причина некачественного крепления скважин представляет собой нарушение или отсутствие адгезии цементного камня с горной породой [ 3 ]. В результате появляются заколонные перетоки и флюидопроявления, происходит быстрое обводнение скважины.

Качество крепления скважин зависит от геологических условий, состояния ствола скважины, свойств буровых и тампонажных растворов и т.д.

Основными физико-механическими свойствами пластов, зависящих от их геологических условий залегания, являются: пластовое давление, проницаемость и пористость горной породы, температура, свойства пластовых флюидов и т.д. Величина пластового давления влияет на режим цементирования, рецептуру тампонажного раствора, свойства и структуру цементного камня, эффективность вытеснения

бурового раствора цементным. Температура пласта влияет на плотность, устойчивость и другие свойства бурового и тампонажного растворов, деформацию обсадной колонны и прочность цементного камня в течение всего периода твердения. Проницаемость и пористость влияют на абсолютную плотность и толщину глинистой корки. Свойства горной породы также имеют прямое отношение к величине адгезии цемента с горной породой, что в конечном счете влияет на герметичность крепления скважин [ 4].

Буровой раствор представляет собой многокомпонентную дисперсную систему суспензионных, эмульсионных жидкостей, обычно состоящий из глины, воды и различных химических реагентов, частиц выбуренной породы. В результате его воздействия происходит гидратация и набухание глинистых минералов на стенке скважин. Буровые растворы с разными добавками по-разному влияют на смачиваемость поверхности горных пород и обсадной трубой, что не может не влиять на адгезию к ним цементного камня [5]. Помимо этого, буровой раствор отрицательно влияет на твердение цементного теста при их смешивании. Свойства глинистой корки тоже зависят то бурового раствора. Тонкая плотная и прочная глинистая корка способствует повышению степени вытеснения бурового раствора тампонажным, успешному спуску обсадной колонны и увеличению адгезии цементного камня с породой.

Выбор рецептур тампонажных составов имеет большое значение не только для техники и качества цементирования, но и для срока службы скважин. Цемент является основным распространённым тампонажным материалом. Из-за сложных геолого-технических условий к тампонажным материалам предъявляют строгие требования [6, 7]. Кроме того, срок службы, стойкость к деформациям, коррозийная устойчивость образуемого цементного камня определяют герметичность крепи скважин [8, 9, 11].

Буферная жидкость используется в качестве промежуточной жидкости между буровым и тампонажным растворами при цементировании скважин. Основным предназначением буферной жидкости является предотвращение смешивания и загрязнения, а также повышение степени замещения бурового раствора цементным. Так как большинство цементных и буровых растворов не совместимы друг с другом при прямом контакте или при их перемешивании, то снижается эффективность вытеснении бурового раствора цементным, что способствует снижению качества крепления скважин. Поэтому применение эффектифной буферной жидкости является необходимым условием при цементировании скважин [10].

Одними из важных факторов, влияющих на качество цементирования являются параметры ствола скважины: глубина и диаметр, кривизна и наличие перегибов ствола, кавернозность, эксцентриситет обсадной колонны и т.д. Известно [11, 12], что данные характеристики имеют прямое отношение к успешному спуску обсадных труб, объёму применяемого тампонажного раствора и буферной жидкости, эффективности вытеснения бурового раствора тампонажным, потере давления в затрубном пространстве.

1.2 Обзор технических средств и приемов для повышения качества крепления скважин

Для повышения качества крепления скважин необходимо повысить герметичность системы «цементный камень-глинистая корка-порода» для предотвращения появления заколонных перетоков.

Для проведения исследований, направленных на повышение качества крепления скважин, необходимо выяснить состав и свойства системы «цементный камень-глинистая корка-порода» и определить, что служит причиной их негативного взаимодействия.

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует буровой раствор, который необходимо вытеснить из затрубного пространства тампонажным при цементировании. Из-за непостоянства геометрии ствола скважины и технических ограничений удаление глинистой корки и бурового раствора из застойных зон в скважин полностью затруднено [13].

Герметичность межпластовой изоляции обусловлена не только свойствами цементного камня и горной породы, но еще наличием глинистой корки и бурового раствора.

Рисунок 1.1 - Схема системы «цементный камень-глинистая

корка-порода».

Как видно из рисунка 1.1, система «цементный камень-глинистая корка-порода» содержит цементный камень, буровой раствор в застойных зонах, глинистую корку и проницаемую породу.

Глинистая корка - это фильтрационная корка, которая является промежуточным звеном между цементным камнем и породой, образуется на поверхности стенки скважины в районе проницаемых пород, при создании на них репрессии. В зависимости от режимов промывки и свойств бурового раствора толщина глинистой корки изменяется в пределах 0,5 - 10 мм. Глинистая корка уменьшает

проницаемость стенок скважины, снижает трение бурильных и обсадных труб о стенки скважины, усиливает прочность слабосцементированных пород.

В процессе закачки цементного раствора глинистая корка, как правило полностью не сдирается. Множество исследований показали, что полное удаление глинистой корки со стенок скважины при существующей технологии цементирования невозможно, удалению поддается только ее верхняя наиболее рыхлая часть. Известно, что наличие глинистой корки любой толщины, приводит к отрицательному влиянию на герметичность системы «цементный камень-глинистая корка-порода» из-за её физико-химического изменения в присутствии пластовых флюидов [ 14].

В состав глинистой корки входят глинистые минералы (например: монтмориллонит, каолинит, гидромусковит), состоящие в основном из гидраргиллита А12(ОН)6 и тетраэдрических групп ^Ю4), и небольшого количества выбуренного шлама.

(а) (б)

Рисунок 1.2 - Схема (а)-гидраргиллиты Al2(ОН)6 и (б)-тетраэдрические группы ^Ю4).

Ее основной состав - глинистые минералы, которые относятся к слоистым и слоисто-ленточным силикатам алюминия, железа, магния, кальция и натрия. Важным также является то, что эти минералы имеют способность взаимодействовать с водой [ 15 ]. При их гидратации

молекулы воды внедряются между элементарными слоями кристаллической решетки и существенно раздвигают их, кроме того, глинистые минералы обладают высокой способностью к ионному обмену, т.е. к замене некоторых ионов на ионы, поступающие из раствора.

Тампонажный раствор представляет собой твердеющую дисперсную систему, которая используется для крепления нефтегазовых скважин с целью изолирования продуктивных и водоносных пластов друг от друга.

Для успешного цементирования и разобщения продуктивных пластов, цементные растворы должны иметь подвижность, обеспечивающую высокую степень вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства и обеспечивающую подъем на необходимую высоту. При твердении камень должен иметь высокую адгезию к горной породе и низкую проницаемость.

Основным тампонажным материалом являетя цемент. Все цементы классифицируется по различным признакам (температуре применения, средней плотности растворов, составу клинкера, объемным деформациям и т.д.) и обладают различными свойствами, удовлетворяющими требования к проведению цементирования [ 16, 17]. Однако, в состав всех цементов входит основный компонент-портландцемент, от которого зависит их гидратация и твердение.

Состав портландцемента представлен такими минералами, как: трехкальциевый силикат - алит С3Б (3СаО-8Ю2), двухкальциевый силикат - белит С2Б (2СаО.БЮ2), трехкальциевый алюминат С3А (3СаО-Л12О3) и четырехкальциевый алюмоферрит С4АБ (4СаО-А12Оз-Ре2Оз).

Реакция С3Б с водой описывается стехиометрическим уравнением:

2(3СаО-БЮ2)+6 Н 2О= 3СаО-2БЮ2-3Н2О+ЗСа(ОН)2.

При гидратации C3S образуются аморфные вещества -гидросиликаты кальция, имеющие сложную ломаную структуру, что обуславливает повышение прочности затвердевшего цементного камня.

В результате гидратации могут образовываться следующие микрокристаллические гидросиликаты (по Тейлору):

1. С—S—Н (I), при C/S в пределах 0,8—1,5;

2. С—S—Н (II), при C/S более 1,5;

3. Немого С—S—Н (В), обозначаемый как С—S—Н (I).

Фазы гидросиликата С—S—Н фазы имеют пластинчатую или волокнистую структуру и обладают высокими вяжущими свойствами.

Гидратацию C2S можно рассматривать также как C3S, только различия состоят в степени и скорости реакции гидратации.

Реакция C3A с водой описывается стехиометрическим уравнением: 3 СаО+ Al2O3+6 Н2О = ЗСа O-AlA^O

При гидратации C3S образуются 3СаO-Al2O8-6^O, имеющий устойчивую структуру.

Гидратация C4AF зависит от температуры и концентрации в растворе и можно описываться следующим уравнением:

4Ca0-Al20з-Fe20з+2Са(0Н) 2 + 10Н2O=3СаO-Al2Oз-6НаO+3CaO-Fe2O3-6H2O

В результате его гидратация образуются гексагональные кристаллы С 3 (A,F)H6, которые могут переходить в устойчивое состояние С4(А, F)^3 в зависимости от условий среды.

Таким образом, главными продуктами гидратации цементного раствора являются: гидросиликаты С—S—Н, Ca(OH)2, 3СаO-Al2O8-6^O, 3CaO-Fe2O3-6H2O, С3 (A,F)H6 и минеральные соли.

Также известно, что цементный камень и глинистая корка не образуют плотного контакта, поэтому в начальный период эксплуатации скважины при создании больших перепадов возможно образование небольших каналов, которые постепенно будут

увеличиваться за счет размыва проходящей по ним пластовой воды. Кроме этого, при незначительных расстояниях водоносных пластов от нефтеносных и соответствующих перепадах давления возможно выдавливание глинистой корки [ 18].

Заколонные перетоки - явление перемещения флюидов по заколонному пространству или цементному кольцу за обсадной колонной из газоносных или водоносных пластов в вышележащие проницаемые пропластки, возникающее по причине некачественного цементирования и, приводящее к большим экономическим и экологическим потерям [19].

В настоящее время известны случаи, когда у скважин с высоким качеством цементирования обсадных колонн по результату каротажа скважин, выявлены звуковые аномалии, что говорит о наличии заколонных перетоков [ 20 ]. Эти звуковые аномалии обычно наблюдаются на контакте цемента и глинистой корки.

Корме того, что цементный камень и глинистая корка не могут образовать плотного контакта. После отвердевания цементного камня происходит разрушение глинистой корки под воздействием давления разрежения и обезвоживания, которые создаются в результате водопоглощения цементного камня [ 21 ]. Также, не смотря на небольшую толщину глинистой корки, её наличие приводит к образованию хлопьевидного осадка, отсутствию адгезии цемента и горной породы, микротрещинам и щелям между стенкой скважины и цементным камнем. Что приводит к отсутствию непосредственного контакта цементного камня с породой и колонной обсадных труб.

1.3 Методы повышения качества крепления скважин.

Главными причинами слабой адгезии системы «цементный камень-глинистая корка-порода» являются [22]:

1) отсутствие прямого контакта стенки скважины и цементного камня;

2) высыхание и растрескивание глинистой корки.

Методы направленные на повышение адгезии цементного камня с горной породы подразделяются на физические и химические.

Физические методы.

Поскольку цементный камень и горная порода не имеют непосредственного контакта друг с другом, то самым распространенным способом повышения герметичности крепления скважин является очистка и удаление со стенок скважины шлама бурового раствора и рыхлой глинистой корки механическими методами или устройствами на стадии спуска обсадной колонны и закачивания цементного раствора. Очистку стенок скважины осуществляют изменением режима цементирования, применением технологической оснастки обсадных колонн (центраторы, турбулизаторы, скребки), утяжелённых буферных жидкостей и т.д. [23].

Промысловый опыт показал, что применение физических методов удаления глинистой корки способствует частичному ее удалению, что немного повышает качество крепления скважин [24]. Но из-за сложных геолого-технических условий, неровностей стенок скважины, различных свойств горных пород слагающих стенки скважин и свойств пластовых флюидов механическое удаление глинистой корки является недостаточным условием повышения качества крепления скважин.

Химические методы.

Главной причиной снижения качества крепления скважин за счет влияния глинистой корки является ее аморфность по отношению к тампонажным раствором и горной породе. Основными элементами системы «цементный камень-глинистая корка-порода» являются буровой раствор и тампонажный камень [ 25 ], так как их взаимодействие не обеспечивает совместного отвердевания, это

приводит к тому, что место их контакта является самым слабым звеном в системе «цементный камень-глинистая корка-порода». Исследования [ 26 ] показали, состав бурового раствора оказывает значительное влияние на свойства цементного раствора и камня. В связи с этим, для предотвращения отрицательных последствий разрушения глинистой корки и обеспечения высокого качества крепи скважин необходимо химическое упрочнение или модификация свойств элементов системы «цементный камень-глинистая корка-порода» [27].

В 1948 году Говард и Кларк проводили экспериментальные исследования по изучению вытеснения бурового раствора тампонажным и заметили, что свойства бурового раствора оказывают большое влияние дна качество цементирования скважин [ 28]. Было установлено, что низкая вязкость бурового раствора способствует повышению эффективности его вытеснения.

В 1967 году, Маклин и другие ученые выдвинули понятие критическое динамическое напряжение сдвига. Установлено, что если динамическое напряжение сдвига цементного раствора превышает динамическое напряжение сдвига бурового раствора в 0,8-1,5 раз, то повышается степень вытеснения бурового раствора тампонажным.

В 1979, 1980 и 1982 году исследованиями Холта и Крука установлено [ 29 , 30 , 31 ], что главными факторами, влияющими на качество крепления скважин являются свойства глинистой корки и статическое напряжение сдвига бурового раствора.

В 1983 году Келлером выявлено, что осевший буровой шлам и отделившаяся жидкости из цементного раствора сильно влияют на качество крепления скважин с большим углом отклонения от вертикали.

Парцева и другие ученые считают, что применение безусадочного и высокого эластичного цемента позволяет получить высокое качество крепления скважин [ 32].

Свитманом были проведены эксперименты по измерению адгезии шлакоцемента и горной породы с глинистой коркой. Результаты показали, что при промывании стенок скважин буферной жидкостью на нефтяной основе прочность контакта повысилась от 2,1 КПа до 3,5 МПа, а при добавлении в шлакоцемент поверхностно-активных веществ - до 5,2 МПа [33].

Це Фенснен [ 34 ] разработал и апробировал силиконовый ПАВ -LPS, состоящий из силанолов, низкомолекулярных полимеров и пленкообразующих агентов. Буровой раствор с силиконовым ПАВ-LPS имеет хорошие ингибирующие и реологические свойства, низкую водоотдачу и повышает адгезию системы «цементный камень -глинистая корка-порода».

Сюй Чжиюном [35 ] была разработана полимерная эмульсионная жидкость для бурового раствора, повышающая адгезию цементного камня с породой. Идея его работы заключается в связывании свободной воды, снижении фильтрации бурового раствора и в расширении сланцев. Полимерная эмульсионная жидкость взаимодействует с ионами из цементного раствора, в результате чего образуется нерастворимое вещество, которое заполняет щели и поры в глинистой корке упрочняя ее структуру и повышая ее адгезию с цементным камнем.

В исследованиях [ 36, 37 ] показан буровой раствор на водной основе с гидравлической добавкой - шлаком повышающим герметичность изоляции заколонных пространств. Активные вещества внедряются в глинистую корку и буровой раствор в застойных зонах и способствует их отвердеванию, и как следствие повышает прочность сцепления цементного камня с горной породой.

Кардно [38] на основе исследований влияния модифицированного силикатного бурового раствора на качество цементирования в водонасыщенной породе отмечает, что силикатный буровой раствор снижает проницаемость породы путем укрепления глинистой корки на

стенке скважин. В результате исследований показано, что на месторождении нефти Леннокс силикатный буровой раствор заметно повышает качество цементирования и уменьшает межпластовые перетоки.

Диллебек [39] считает, что силикатный буровой раствор с ионами K+ и NH4+ улучшают прочность сцепления цементного камня с породой в глинистом сланце. Однако, исследование причин данного явления им не рассмотрено.

В последние десятилетия ученые разработали новые типы технологии цементирования МТС (mud-to-cement). Данной технологией предусмотрен процесс преобразования бурового раствора в цементный камень путем добавки дешевого измельченного топочного шлака, ускорителя твердения и вспомогательного реагента. Раствор МТС по своим свойствам не уступает цементному раствору. Улучшается качество цементирования благодаря тому, что буровой раствор одновременно является и цементным. Использование этой технологии уменьшает количество отходов бурового раствора. Работы по цементированию с использованием раствора МТС можно проводить при помощи буровых насосов. Технология МТС подходит для различных условий цементирования.

В последние годы, профессором Гу Цзюнь предлагается новый подход к креплению скважин путем введения в состав бурового раствора при промывке скважины перед цементированием специальных модифицирующих добавок, способствующих совместному твердению глин и цемента на контакте с горной породой, что существенно повышает адгезию тампонажного камня. Этот метод называется MTA (Mud Cake To Agglomerated Cake). Производственные испытания показывают, что применение технологии MTA способствует надежной изоляции заколонного пространства скважины.

1.4 Применение буферных жидкостей при цементировании

Под буферной жидкостью понимают промежуточную жидкость между буровым и тампонажным растворами, которая способствует повышению качества цементирования скважин и облегчает проведение процесса цементирования. При отсутствии буферных жидкостей в результате коагуляции бурового раствора в зоне его смешения с тампонажным наблюдается рост давления в 1,4-1,8 раза, при этом коэффициент вытеснения бурового раствора не превышает 0,4-0,6 [40].

В настоящее время в мировой практике используются около 100 рецептур буферных жидкостей. Для простоты выбора оптимальных рецептур для каждой конкретной операции разработаны различные классификации.

По физическим свойствам буферные жидкости подразделяются на вязко-упругие и вязкие, которые, в свою очередь, делятся на высоковязкие и низковязкие. Большинство буферных жидкостей относится к низковязким.

По составу, применяемые буферные жидкости можно разделить на однофазные, двухфазные, трехфазные. К однофазным относятся вода, вода с растворенными материалами (хлористый натрий, хлористый кальций, пирофосфат натрия), нефть, газ, кислоты (грязевая, соляная). Двухфазные буферные жидкости состоят из жидкости и твердых нерастворимых (обычно абразивных) добавок (вода с пуццоланом, вода с кварцевым песком или цементом, нефть с песком или баритом). Трехфазные буферные жидкости состоят из жидкой (вода, нефть) и газообразной фаз (азот, воздух) и твердых веществ (кварцевый песок, пуццолан, цемент). В них вводят также хорошо растворимые реагенты (диспергаторы, эмульгаторы, стабилизаторы, турбулизаторы и др.).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лю Хаоя, 2016 год

Список литературы

1. Отчет анализа и прогноза инвестиции в области китайской нефтяной и газовой промышленности в 2009-2012 году [Электронный ресурс]: http: //detail .china.alibaba.com/buyer/offerdetail/1152262318. html ,-2012.-с.4-25.

2. Бубнов А.С. Анализ современных проблем цементирования нефтяных и газовых скважин [Текст]/ А.С. Бубнов, И.А. Бойко, А.В. Епихин , А.В. Ковалев// Проблемы геологии и освоения недр: труды XVI Международного симпозиума имени академика М. А. Усова студентов и молодых ученых, Томск, 2-7 апреля 2012 г.: в 2 т. -с 296-298.

3. Кадыров Р. Р. Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин.// Дис...доктора техн. наук:25.00.15. -Бугульма. -2009. - с. 387.

4. Басарыгин Ю. М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. - М.: Недра, -2000. - с.97.

5. Булатов А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учеб. пособие для вузов. / Макаренко П.П., Проселков Ю.М. - М.: Недра, -1999.-с.157-162.

6 . Ашрафьян М. О., Луничкин В. А. Совершенствование технологии

цементирования скважин. - М.: Недра, -1986. - с. 65-72.

7 . Бакшутов В. С. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. - М.: Недра, -1986.-с 89-97

8 . Булатов А. И. Тампонажные материалы и технология цементирования

скважин. - М.: Недра, -1991. - с.225-228. 9. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. - М.: Недра, -1990. - с.92-96.

10. Лю Хаоя. Исследование влияния глинистой корки на качество сцепления цементного камня с породой / Лю Хаоя, Табатабаи Моради Сейед Шахаб, Н.И. Николаев // Инженер нефтяник. - 2015. - №2 - с. 22-25.

11 . Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине[Текст]. М., «Недра», -1990. - с.406.

12 . Булатов А.И. Промывка и цементирование скважин - М.: Недра, -1973.-с. 34-50.

13 . Булатов А. И. Применение отверждаемого глинистого раствора для изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / А. И. Булатов, В. И. Крылов, И. А. Сидоров и др. - Тр. ВНИИКР нефть, -1972. - с.56-62

14 . Латыпов Р. Ф. Исследование и разработка технологий дифференцированной водоизоляции продуктивных пластов при капитальном ремонте скважин// Диссерт...канд.техн. наук.:25.00.15/ Латыпов Р. Ф.-Тюмень., -2000. - с. 43.

15. Шищенко Р. И. Гидравлика промывочных жидкостей / Р. И. Шищенко, Б. И. Есьман, П. И. Кондратенко.-М.: Недра, -1976. - с. 257.

16. ГОСТ 26798.1-96 Цементы тампонажные. Методы испытаний М.:МНТКС, -1998. -с.48.

17. ГОСТ 1581-96 Цементы тампонажные. Технические условия.- М.:МНТКС, -1998. -с.12.

18 . Электронная библиотека: нефть-газ [Электронный ресурс]- Режим доступа: http://www.dobi.oglib.ru/bgl/3944/213.html, 2013-11-02.

19 . Лю Хаоя. Исследование влияния толщины глинистой корки на прочность контакта цементного камня с породой // Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика): материалы XI Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов. -Москва, -2015. - с. 125.

20. Erik B Nelson, Dominique Guillot.Well cementing [M].Schlumberger, -2006. -с. 219-231.

21. Лю Хаоя. Исследование глинистой корки на качество крепления скважин // Экологические проблемы нефтедобычи - 2015: материалы V Международной конференции с элементами научной школы для молодежи. - Уфа, -2015. - с. 30-31.

22. Ян Чжэньцзе, Е. Хайтао, Гонг Баоцян. Анализ технико-экономической целесообразности совместного отвердении цементных растворов и многофункциональных буровых растворов//Буровой и цементный раствор. - 2002. - № 19(5). - с.1-63.

23. Усманов Р.А. Повышение качества цементирования обсадных колонн при вторичном вскрытии // Науковый вестник №5, Национальный горничный университет, Украина, -2004. - с.59-61.

24. Толкачев Г.М., Шилов А.М., Козлов А.С. Технологические жидкости для бурения, крепления, ремонта и ликвидации скважин.// Сб. докладов международной научно-практической конференции «Проблемы научно-технического прогресса в бурении». - Томск, -2004. - с. 94.

25. Ян Чжэньцзе, Ли Гаффин, Су Чангмин. Повышение прочности цементого камня и гороной пород применением высококачественного бурового раствора//Буровой и цементный раствор. - 2006. - № 23(8).- с.70-75.

26. Шань Гао июня. Исследование отношения качествов цементировании к видам и свойствам буровых растворов//Диссерт...канд.техн. наук.:25.00.15/Шань Гао июня.- Чэнду, провинции Сычуань, КНР,- 2005. -с. 15-30.

27 . ЯгафаровА.К. Теоретические и практические аспекты методологии вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков / А.К. Ягафаров и др. // Нефтяное хозяйство. -2004. - № 12. - с. 32-35.

28. Howard G. C., Clark J. B. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing // Oil and Gas J. 1948. 11/11. Vol. 46.№ 46.-p. 92-98.

29. R.C.Haut, R.J. Croot. Primary cementing: The Mud displacement Process. SPE 8253. -1979.-p. 56-60.

30 . R.C.Haut, R.J. Croot. Primary cementing: Optimizing for maximum Dispkcement. World oil, Nov.-1980. -p. 78-83.

31. R.C.Haut, R.J. Croot. Laboratory Investigation of Light Weight, Lo-Viscosity Cementing Spacer Fluids JPT,-1982.-p. 56-60.

32. P.A. Parcevaux ,P.H. Sault. Cement Shrinkage and Elasticity: A New Approach for a Good Zonal Isolation [R]. SPE13176,-1984.-p. 95-98.

33. Ronald E. Sweatman. James J. Nahm. First High-Temperature Applications of Anti-Gas Migration Slag Cement and Settable Oil-Mud Removal Spacers in Deep South Texas Gas Wells.[R]. SPE30512,- 1995.-p. 45-48.

34. Се Фэнчэнь, Ван Чуньянь. Исследование многоэлементного кремниевого бурового раствора для повышение качества скважин.//Технология бурения и добычи .-2002.- № 25(03) .-с.77-80.

35. Сюй Юнчжи, Чжэн Тао. Экспериментальные исследования добавки для цементного и буроыого раствора. Технология бурения и добычи .-1994.-№ 03 .- с.106-107.

36 . У Daхуа. Технология производства нового бурового цементного раствора( II ) / У Daхуа, Хуан Бочжун, Цун Фучиан. // Буровой и тампонажный раствор.- 2002, - №19(04). -с.1-6.

37 . Роуд Ни. Исследование нового тампонажного раствора против заколонных перетоков для повышения качества цементирования // Буровой и тампонажный раствор.- 1998, - №15(01). - с. 24-26.

38. Cardno D G. Riptey D B, Crawford J W. The use of silicate WBM facilitates successful primary cementation operations on the BHP Petroleum Liverpoll Bay Development[R]. SPE:37611,-1997.-p. 32-37.

39. Яо Сяо. Исследование механизма действия магнезиальной расширяющой добавки для тампонажного цемента/Яо Сяо//Вестник Юго-Западного нефтяного университета КНР.-1999, - №21(2). -с.77-80.

40. Буферные жидкости, используемые при цементировании скважин. -М: ВНИИОЭНГ, -1987. -с. 12-36, 67-70.

41. Бубнов А.С. Анализ современных проблем цементированиия нефтяный и газовых скважин. /А.С. Бубнов, И.А. Бойко, А.В. Епихин, А.В. Ковалев // Проблемы геологии и освоения недр: труды XVI Международного симпозиума имени академика М. А. Усова студентов и молодых ученых, Томск, 2-7 апреля 2012 г. -т. 2. -с. 296-298.

42 . Лышко Г.Н. Обзор современных материалов для приготовления буферных жидкостей, буровых и тампонажных растворов. //Бурение и нефть. - 2009. - № 3. -с. 30-32.

43. Пат 2191251 РФ, МПК E21B33/138. Тампонажный раствор (варианты). / Кузнецова О.Г.; Татауров В.Г.; Чугаева О.А - № 2001114177/03; заявл 23.05.2001; опубл. 20.10. 2002.-е. 15.

44. Стрижнев В.А., Корнилов А.В., Никишов В.И., Уметбаев В.Г. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах. // Нефтепромысловое дело.-2008. - № 4.-с. 28-34.

45. Адыров P.P. Взаимодействие сополимеров акриловых кислот в пористой среде с электролитами при изоляции вод в нефтяных скважинах // Дисс. на соискание уч. степени канд. техн. наук. -1986. -с. 160.

46. Перцева Г. В., Зубков. В. И., Мосиенко В. Г. Тампонажные растворы с добавкой поливинилового спирта. // Тезисы к IV конф. "Формирование и работа тампонажного камня в скважине". Краснодар. -1987. -с. 101.

47 . Безрукова Е.С. Влияние химической обработки и температуры на технологические параметры ташонажного материала для паронагнетательных скважин. / Е. С. Безрукова, А. Н. Оприщенко, H. A. Мариампольский // Гр. ВНИИКР нефти. - Вопросы крепления и заканчивания скважин. -1991.- с. 47-50.

48 . Гейхман М. Г. Разработка и совершенствование технологий ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей. // Диссерт. кадит. техн. наук. Тюмень. -2005.- с. 199.

49. Ашрафьян М. О. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов. / М. О. Ашрафьян, А. К. Куксов, Ю. В. Гринько, // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 7. -с. 11-12.

50 . Нестеров И.И. Нефть черных сланцев. Известия высших учебных заведений // Нефть и газ. №5,Тюмень.-1998.-с. 81-84.

51. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. - М.: Мир, 1964, пер. с англ.

52. Гу Цзюнь, Цинь Вэньчжэн. Эксперимент интегрального отверждения системы цементно-глинистой корки по методу МТА//Разведка и разработка нефти, -2010, 37(2): -с. 226-230.

53. Дюк В. Обработка данных на ПК в примерах - СПб. : Питер, -1997. -240с.

54. Лю Хаоя. Исследование свойств полимерной буферной жидкости для повышения качества крепи скважин / Лю Хаоя, Н.И. Николаев, Е.В. Кожевников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2015. - №6. - с. 38-41.

55. Венюа М. Влияние повышенных температур и давлений на гидратацию и твердение цемента. /VI Международный конгресс по химии цемента. -М.: Стройиздат, -1976. -Т.11-2. -с.109-128.

56. Шарафутдинов З. З. Управление реологическими свойствами буровых растворов / З. З. Шарафутдинов, Е. Ф. Филиппов, Ю. А. Нифонтов, Н.И. Николаев// Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты: Сб. науч. трудов - Краснодар: НПО Бурение, -2004. -с.121-125.

57. Сухенко Н. И., Крылов В. И. Исследование реологических свойств тампонирующих смесей. - Тр. ТатНИИ, вып. 15, -1971.-с. 98.

58 . Шадрин Л.Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. -М., «Недра», -1969. - с. 240 .

59. Рычагов С.Н. Миграция катионов в гидротермальных глинах:к вопросу о критериях металлоносности газо-гидротермальных флюидов

геотермальных месторождений Южной Камчатки/ С.Н. Рычагов и др. // Вулканология и сейсмология.- № 4.-с.1-14.

60 . Накамото. К. ИК спектры и спектры КР неорганических и координаионных соединений:пер.сангл. // под ред.Ю.А.Пентина.-М.:Мир,-1991.-с. 335.

61 . Плюснина И.И. Инфракрасные спектры силикатов/ И.И.Плюснина.-М,.Изд-во Моск.ун-та.-1976.-с.175.

62. Бобров Б.С., Лесун В.В. Гидратация алюмоферрита кальция в растворах сульфатов натрия и магния // В сб.: Гидратация и твердение цементов -Челябинск: 1974, -с.46-54.

63. Будников П.П., Рояк С.М., Малинин Ю.С., Маянц М.М. Исследование кинетики гидратации минералов портландцементного клинкера при гидротермальной обработке. Investigation of hydration kinetics of cement minerals. //ДАН СССР. -1963. -Т.148. -Вып.1.-с 59- 62.

64. Белов Н.В., Белова Е.Н. Химия и кристаллохимия цементных минералов. - В кн. Шестой международный конгресс по химии цемента. -М.: Стройиздат, -1976, т.1, -с.19-24.

65. Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. - М.: Недра, -1987.-с. 35-38.

66. Joswig W. The orientation of the hydroxyl groups in dickite by X-ray diffraction / W. Joswig, V. A. Drits // Neues Jahrbuch fuer Mineralogie. Monatshefte. -1986. -p.19-22.

67. Bish D. L. Rietveld refinement of the kaolinite structure at 1.5K / D. L. Bish// Clays and Clay Minerals. - 1993. - V. 41 (Issue 6). - p. 738-744.

68. Николаев Н.И. Исследование влияния полимерных буферных жидкостей на прочность контакта цементного камня с породой / Н.И. Николаев, Лю Хаоя, Е.В. Кожевников // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2016. - № 18. - с.13-19.

69. Bezjak A. Kinetics analysis of cement hydration including various mechanistic concepts. 1.Theoretical development.//Cem. and Concr. Res., -1983. №3. -p.308-318.

70. Булатов А.И., Гагай Т.И., Галиенко А.С. Современные методы физико-химического исследования дисперсных материалов и растворов в бурении.

- М.: ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, -1985.-с.52.

71. Бережной А.И., Зельцер П.Я., Муха А.Г. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин. - М. Недра, -1976.-с.62-65.

72. Тойб Р.Р., Загривный Ф.А., Питер Л. Мванса. Результаты исследования физико-механических свойств, полимерцементных композиций с низким содержанием дисперсионной среды. В сб. трудов молодых ученых, СПб, СПГГИ, -2003.-с. 38.

73. Белов Н.В., Белова Е.Н. Химия и кристаллохимия цементных минералов.

- В кн. Шестой международный конгресс по химии цемента. -М.: Стройиздат, -1976, т.1, -с. 19-24.

74. Бутт Н.М., Тимашев В.В. Практикум по химической технологии вяжущих материалов. - М.: Высшая школа, -1973. -с. 46-50.

75. Xiong Shengchun, Liu Weidong. Study on reaction between montmorillonite and alkaline flooding agent/ Xiong Shengchun, Liu Weidong// Journal of Liaoning Technical University (Natural Science) //-2009. №28. -с. 73-75.

76. Shengchun Xiong. Studyon Alkaline Transmission Meehanismin Porous Media/ Shengchun Xiong// Fluid Meehanie,-2009, - с. 28-30.

77. Николаев Н.И. Полимерглинистые растворы для повышения эколого-технологической безопасности вскрытия водонасыщенных горных пород / Николаев Н. И., Николаева Т. Н., Иванов А. И. // Экология и развитие общества, Санкт-Петербург: МАНЭБ, -2007. - с. 84 - 89.

78. Бутт Ю.М. Твердение вяжущих при повышенных температурах /Ю.М. Бутт., Л.Н. Рашкович // - М.: Стройиздат, -1965. -с. 221.

79. Тимашев В.В. Избранные труды. Синтез и гидратация вяжущих веществ - М.: Наука, -1986 - с. 424.

80 . Применение поверхносто-активных веществ и других химических реагентов в нефтедобывающей промышленности: Сб. Баш НИПИ нефть. Вып. IV. - М.: Недра, -1970. -с. 312 .

81. Усманов Р.А. Повышение качества цементирования обсадных колонн при вторичном вскрытии // Науковый вестник №5, Национальный горничный университет, Украина, -2004. - с. 59-61.

82. Беркович Т.М. О кинетике процесса гидратации цемента. //ДАН СССР. -1963. -Т.149. -Вып.5. -с. 28-32.

83 . Бобров Б.С., Шикирянский А.М. Об оптимальной добавке гипса к низкоалюминатному портландцементу // В сб.: Инженерно-физические исследования строительных материалов - Челябинск, -1977. - с. 122-127

84. Гольдштейн В.В. Применение полимеров при бурении и креплении скважин.- М., ВНИИОЭНГ, -1979. -с. 118-125.

85. Николаев Н.И., Нифонтов Н.Ю., Валуев Д.А., Дернов Д.А., Усманов Р.А., Тойб Р.Р. Экспериментальные исследования свойств полимер-глинистых и полимерцементных составов для тампонирования скважин. В сб. докладов 14-ой Международной Конференции по Науке и Технике, Польша, Краковская горная академия, -2004 г. -с. 97-99.

86 . Тойб Р.Р., Загривный Ф.А. Результаты исследования физико-механических свойств, полимерцементных композиций с низким содержанием дисперсионной среды. В сб. трудов молодых ученых, СПб, СПГГИ, -2003. -с. 57-59.

87. Круглицкий И.Н., Гранковский И.Г., Вагнер Г.Р., Детков В.П. Физико-химическая механика тампонажных растворов. - Киев: Наукова думка, -1974. -с. 82.

88 . Шарафутдинов З. З. Регулирование гидратационной активности шлаковых цементов при креплении геотермальных скважин / 3. 3.

Шарафутдинов, Р. Г. Шакиров// В сб.: Технология бурения нефтяных и газовых скважин.-Уфа, -1990. -с. 69.

89 . Шарафутдинов З. З. Управление гидратационной активностью портландцемента при креплении скважин / Шарафутдинов З. З., Мавлютов М. Р., Чегодаев Ф.А.// Башкирский химический журнал, АН РБ, из-во РЕАКТИВ, т. 2, выпуск 3-4, -1995. -с. 65-69.

90 . Кузнецов В.Г. Влияние различных факторов на прочность крепи скважины // Известия Вузов Нефть и газ- Тюмень, -1997, №6, -с.54.

91. Баран А.А. Полимерсодержащие дисперсные системы - Киев Наук.думка, -1986. -с.92-98.

92. Чернов А.Н. О структурообразовании при схватывании цемента //В сб.: Инженерно-физические исследования строительных материалов -Челябинск, -1976, -с. 45-49.

93. Шейкин А.Е. Структура и свойства цементных бетонов./ А.Е. Шейкин, Ю.В. Чеховский, М.И. Бруссер. - М.: Стройиздат, -1979. -с. 234-256.

Приложение

Опытно-производственные испытании ПБЖ для повышенны герметичности крепи скважин на месторождении нефти

«Шэнлн»

В период с 15 декабря 2015 но 25 декабря 2015 года на скважине УЗ-163 в районе Шэнли в провинции Шаньдун (КНР) проведено испытание разработанной полимерной буферной жидкости.

Состав полимерной буферной жидкости разработан и приготовлен на кафедре бурения скважин Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на кафедре нефти и газа Китайского геологического университета (г. Ухань).

Бурение проводилось колонковым способом твердосплавной коронкой диаметром 444.5 мм для спуска кондуктора диаметром 339.7 мм на глубину 702 м, затем цементировали пространство между кондуктором и стенками ствола скважины. После цементирования было продолжено бурение алмазной коронкой диаметром 311.2 мм до глубины 3728 метров, статическая температура на забое 91.8 "С.

При креплении ствола скважины «УЗ-163» цементировался хвостовик диаметром 244.5 мм длиной 3728 м. В состав обвязки устья скважины при цементировании в качестве вспомогательного пас ос а входили три цементировочных агрегата ЭЫС40, две

автоцистерны с технической водой, одна цементосмесительная машина с тампонажным цементом (15т).

В качестве буферной жидкости, использовался полимерный раствор, содержащий: 2.51 тонны GM- I, 1.05 тонны GM-II, 8.4 кг NaOH. После перемешивания раствора и опрессовки нагнетательной линии манифольда раствор закачали в скважину в объеме 4 м\ Время нагнетания составило 5 мин при рабочем давлении PPü6i=4Mna.

Технические характеристики опытно-производственных испытаний ПБЖ на скважине «Y3-163» месторождения нефти «Шэнли» следующие: средный объём за трубного нространства-40 1/ш, Высота подъема ПБЖ в затрубном пространстве - 100 м,

3 я

требуемый Объем раствора ПБЖ-4 м , расход насоса-0.8 m/min, давление насоса-4 Мра.

Для получения тампонажного раствора заданной плотности (/>,,= 1900 кг/мЗ) в цементировочный агрегат залили 102м' воды, добавив 240 тонны цемента (JHG), 7.2 тонны реагента «SYJ-3 », 0.42 тонны реагента «SYH-1 », что составило 3.7% от веса вяжущего.

Продавку цементного раствора в загрубное пространство проводили в течение 180 мин при рабочем давлении 70.83 МПа. Операция была завершена при достижении продавочными пробками кольца «стоп» и скачке давления РСТОП2~5 МПа.

Скважину оставили на ОЗЦ на 72 часа. Результаты проведения акустического контроля цементирования и электрического каротажа (УОЬ) показали, что процент плотного контакта цементного камня с горной породой выше на 30% чем на соседних скважинах.

Таким образом, результаты опытно-промышленных испытаний в районе месторождения нефети «Шэнли» свидетельствуют об эффективности предложенного состава ПБЖ. Ввиду положительных результатов применения ПБЖ, ее можно рекомендовать для дальнейшего использования при строительстве скважин.

Буровая компания «Желтая река» нефтяное месторождение «Шэнли»