Исследование механизмов взаимодействия нефтенасыщенных горных пород с тампонажными растворами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Ишбаев, Рамиль Рауилевич

• Ишбаев, Рамиль Рауилевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Ишбаев, Рамиль Рауилевич

СОДЕРЖАНИЕ

С

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ИНФОРМАЦИИ ПО ПРОБЛЕМЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПОРОДОЙ ПЛАСТА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ

ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Сведения о составах и характеристиках тампонажных растворов, применяемых в операциях по заканчиванию скважин. Последствия присутствия в продуктивном коллекторе составляющих тампонажного раствора

1.2 Классификация и области применения технологий тампонирования скважин и тампонажных растворов. Требования, предъявляемые к тампонажным растворам

1.3 Изменение характеристик цементного камня в результате фильтрации жидкости затворения в пласт

1.4 Повреждение пласта при первичном вскрытии

1.5 Повреждение пласта при тампонировании скважины

1.6 Роль буферных жидкостей в изменении фильтрационных параметров пласта в процессе тампонажных работ

1.7 Методы исследования влияния тампонажного раствора на фильтрационно-емкостные параметры пород пласта

1.8 Анализ путей снижения отрицательного влияния тампонажных работ

на фильтрационно-емкостные параметры пород пласта

1.9 Выводы по главе 1. Постановка цели и задач исследования

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ И ТАМПОНИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ НА ДИНАМИКУ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПОРОД ПЛАСТА

2.1 Моделирование фильтрации воды затворения тампонажного раствора в модель пласта после первичного вскрытия. Влияние состава бурового раствора и реагентов - понизителей водоотдачи на характер

фильтрации

2.2 Исследование влияния состава бурового раствора и технологий тампонирования скважины на фильтрационно-емкостные характеристики моделей пород

2.3 Выводы по главе 2

3 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В

ПЛАСТЕ ПРИ ПРОНИКНОВЕНИИ ФИЛЬТРАТА ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА

3.1 Исследование состава фильтрата тампонажного раствора. Взаимодействие фильтрата с пластовыми водами

3.2 Исследование влияния фильтрата тампонажного раствора на набухаемость чувствительных к воде минералов

3.3 Исследование поверхностных сил на границе раздела фаз фильтрат тампонажного раствора - нефть. Исследование поверхностных свойств каналов фильтрации при взаимодействии с фильтратом тампонажного раствора

3.4 Исследование реологических параметров, образующихся в породе смесей фильтратов бурового и тампонажного растворов с

нефтью

3.5 Модель влияния тампонажных работ на фильтрационно-емкостные характеристики пород пласта

3.6 Влияние фильтрата тампонажного раствора на динамику обводненности скважин

3.7 Оценка влияния процесса тампонирования скважины на фильтрационные параметры пород пласта по промысловым

данным

3.8 Выводы по главе 3

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПОДБОРА ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ДЛЯ МИНИМИЗАЦИИ ОТРИЦАТЕЛЬНОГО ВЛИЯНИЯ ПРОЦЕССА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПОРОД

ПЛАСТА

Выводы по главе 4

Основные выводы

Список сокращений и условных обозначений

Список использованных источников

Приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование механизмов взаимодействия нефтенасыщенных горных пород с тампонажными растворами»

ВВЕДЕНИЕ

В связи с ростом объемов бурения новых скважин в осложненных условиях существует потребность в повышении качества строительства нефтяных и газовых скважин. Одним из эффективных способов является сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов на стадиях первичного вскрытия и тампонирования скважин, а также создание качественного цементного кольца, предотвращающего перетоки флюидов между пропластками.

В настоящее время наиболее широкий интерес приобрели методы совершенствования первичного вскрытия, но они не могут полностью обеспечить сохранность коллекторских свойств пласта при заканчивании скважин. Как показывает практика, в ходе тампонажных работ в пласт отфильтровывается до 50 % от всей воды затворения. Проникновение фильтрата тампонажного раствора приводит к обводнению продукции скважины и затрудняет извлечение пластовых флюидов на поверхность. Об этом свидетельствуют и промысловые исследования. По месторождениям Западной Сибири необсаженные скважины имеют в среднем в 3-4 раза больший дебит по сравнению с обсаженными скважинами на тех же участках. Показателем ухудшения фильтрационных параметров пластов также являются высокие значения скин-факторов по скважинам многих других месторождений.

Несмотря на большой объем исследований, посвященных данному вопросу, проблема остается актуальной. В первую очередь это связано с невозможностью проведения промысловых испытаний с целью получения качественной оценки всех факторов, влияющих на проницаемость пласта. В связи с этим получение широкой информации по данному вопросу возможно лишь в ходе лабораторных исследований.

Для обеспечения максимальной сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе тампонажных работ необходимо детально разобрать механизм воздействия тампонажного раствора на пласт. Выявив ключевые факторы, оказывающие отрицательное действие на проницаемость

пород пласта, и минимизировав их влияние, можно значительно эффективней сохранить коллекторские свойства пластов при заканчивании скважин.

Цель диссертационной работы - разработка методического подхода по выбору состава тампонажного раствора путем уточнения механизмов его воздействия на фильтрационно-емкостные параметры пласта.

Основные задачи исследования

1. Исследование факторов, способствующих изменению фильтрационно-емкостных параметров пород пласта в процессе тампонажных работ.

2. Моделирование процессов тампонирования скважины после первичного вскрытия пласта в лабораторных условиях. Исследование динамики фильтрационно-емкостных параметров пород при изменении составов буровых и тампонажных растворов и действующих репрессий.

3. Исследование физико-химических процессов взаимодействия нефтенасыщенных горных пород с фильтратом тампонажного раствора.

4. Разработка методического подхода по выбору состава тампонажного раствора для уменьшения отрицательного действия тампонажного раствора на пласт.

Методы исследования

Решение поставленных задач базируется на результатах лабораторных экспериментов с применением современных приборов и установок. Все испытания проводились по действующим стандартам Российской Федерации и American Petroleum Institute (API).

Для анализа результатов восстановления естественной проницаемости пород после тампонажных работ использована исходная промысловая информация, полученная с помощью современных приборов и методов измерения.

Научная новизна

1. Выявлено, что динамика фильтратоотдачи портландцементного тампонажного раствора через корку бурового раствора остается неизменной при репрессии на пласт более 5 МПа.

2. Установлено, что при условии наличия полимер-глинистой корки бурового раствора и репрессии на пласт ниже 13,8 МПа, изменение фильтрационных параметров терригенных песчаников происходит только за счет взаимодействия фильтрата тампонажного раствора с пластовыми флюидами, механическая кольматация породы твердой фазой тампонажного раствора отсутствует.

3. Определено, что основной причиной снижения проницаемости пород призабойной зоны пласта является образование высоковязких смесей в результате смешения фильтратов бурового и тампонажного растворов с пластовыми флюидами. При температуре 30°С образуются смеси со статическим напряжением сдвига (СНС) 440 дПа и динамическим напряжением сдвига (ДНС) 2350 дПа, извлечение которых из породы на практике не установлено.

Практическая ценность

Разработанный методический подход по выбору состава тампонажного раствора для минимизации отрицательного действия технологий тампонирования скважины на фильтрационно-емкостные параметры пласта применяется в учебном процессе ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» при проведении практических и лабораторных занятий по курсу «Скважинная добыча нефти» со студентами специальности 130503 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также с магистрами направления 130500 - «Нефтегазовое дело» по программе 553612 для решения задач по оценке восстановления проницаемости нефтенасыщенных горных пород после тампонажных работ.

На Мельниковском месторождении ОАО «РИТЭК» было проведено тампонирование скважины №2594 с применением предложенного методического подхода по подбору тампонажного раствора к конкретным условиям скважины. Полученные результаты по данным освоения скважины были положительными.

Апробация результатов работы

Результаты и основные положения работы докладывались на 63-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2012), международном семинаре, посвященному памяти

А.Х. Мирзаджанзаде «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» (г.Уфа, 2012).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 печатных работы, в том числе: 2 статьи в изданиях, включенных в перечень ВАК Минобрнауки РФ, 2 статьи в материалах научной конференции.

1 АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ИНФОРМАЦИИ ПО ПРОБЛЕМЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПОРОДОЙ ПЛАСТА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Сведения о составах и характеристиках тампонажных растворов, применяемых в операциях по заканчиванию скважин. Последствия присутствия в продуктивном коллекторе составляющих тампонажного раствора

При заканчивании скважины состав тампонажного раствора оказывает значительное влияние на качество цементного камня, а также на загрязнение пород призабойной зоны пласта. Чтобы понять механизм и степень влияния проникновения тампонажного раствора в пласт и как меняется качество цементного камня в процессе тампонажных работ, необходимо рассмотреть наиболее часто применяемые составы тампонажных растворов и их характеристики.

Тампонажные цементы изготавливаются согласно ГОСТ 1581-96 путем измельчения портландцементного клинкера, гипса с применением различных добавок или без них. При приготовлении тампонажного цемента используются в основном портландцементы высокого качества, по составу клинкера они близки к строительным сортам портландцемента. Портландцемент представляет собой мелкозернистый порошок. Цвет порошка зависит от используемых при его приготовлении добавок.

В состав тампонажного портландцемента входят следующие химические соединения: двуокись кремния, окись кальция, окись железа, окись алюминия, окись магния и трехокись серы. В основном все тампонажные цементы состоят из четырех основных минералов [47]:

1. Трехкальциевый алюминат ЗСаО-А12Оз(СзА). Оказывает влияние на сроки схватывания, время сохранения подвижности тампонажного раствора; с уменьшением содержания трехкальциевого алюмината, улучшается сульфатостойкость цемента.

2. Трехкальциевый силикат (алит) ЗСаО-8Ю2(С38). Оказывает влияние на развитие ранней прочности цементного камня.

3. Двухкальциевый силикат (белит) 2СаО-8Ю2(С28). Влияет на конечную прочность портландцементного камня; Обладает очень медленной гидратацией.

4. Четырехкальциевый алюмоферрит (браунмиллерит) 4СаО- А1203 Ре203 (С4АР). Оказывает слабое влияние на прочностные характеристики портланцементного камня.

Помимо основных минералов в состав клинкера портландцемента могут входить окислы Р205; К20; М^О; Иа20 и 803 Данные химические соединения негативным образом отражаются на прочностных характеристиках цементного камня. Их присутствие в составе клинкера стараются ограничить. В ГОСТ1581-96 приводится предельно допустимая концентрация этих окислов в составе клинкера.

Разберем назначение окислов, входящих в состав основных минералов клинкера:

- СаО входит в состав силикатов, алюминатов и ферритов. Присутствует в цементном клинкере в химически связанном состоянии. Оказывает влияние на прочностные характеристики цементного камня;

- 8Ю2 позволяет регулировать гидравлические свойства тампонажного раствора. Придает цементному камню сульфатостойкость. При увеличении концентрации БЮ2 замедляются сроки схватывания цементного камня и снижается темп набора его прочности;

- А1203 входит в состав трехкальциевого алюмината, четырехкальциевого алюмоферрита и кристаллической решетки трехкальциевого силиката. С увеличением концентрации А1203 увеличиваются сроки схватывания тампонажного раствора, скорость нарастания прочности цементного камня. Однако с увеличением содержания А1203 ухудшается коррозионная стойкость цементного камня;

- Fe203 входит в состав сырьевой смеси. С увеличением его концентрации в составе цемента снижается температура спекания клинкера. При увеличении содержания этого окисла увеличивается коррозионная стойкость цементного камня;

- ТЮ2 его содержание в клинкере в малых количествах (до 4 %), практически не влияет на свойства цемента. При его содержании более 4 % прочность цементного камня несколько увеличивается.

Чем сложнее геологическое строение скважины, тем выше требования к технике и технологии крепления. Также повышается уровень требований к тампонажным материалам. В связи с этим возникает потребность использования дополнительных химических реагентов с целью регулирования свойств тампонажных растворов и камня [25].

Химические реагенты, добавляемые в тампонажные растворы, предназначены для регулирования свойств тампонажных систем: сроки схватывания, время загустевания, реологические свойства, седиментационная устойчивость, механическая прочность и проницаемость цементного камня, коррозионная устойчивость. Концентрация тех или иных добавок подбирается для конкретных условий скважины.

При изменении одного из показателей тампонажного раствора изменяются другие параметры и в ряде случаев в нежелательном направлении [25]. Реагенты, добавляемые в состав тампонажных растворов, оказывают комплексное воздействие и изменяют одновременно несколько параметров.

Все химические реагенты, используемые в тампонажных растворах, по их действию разделяют на следующие типы [25]:

1. Ускорители схватывания и твердения (NaCl, KCl, NaOH, жидкое стекло

и др.).

2. Замедлители схватывания и твердения (окзил, хромпик, гипан, ТОГК и

ДР-)-

3. Регуляторы реологических свойств тампонажных растворов (СДБ, гипан, винная кислота и др.).

4. Понизители водоотдачи (окзил, поливиниловый спирт, метилцелюлоза

и др.);

5. Пеногасители, в большинстве случаев растворы в дизельном топливе (окисленный парафин, суспензия полиэтилена, сивушное масло и др.).

Следует учитывать, что большинство химических реагентов оказывают комплексное воздействие, то есть одновременно влияют на несколько параметров тампонажного раствора.

Оценку реологических характеристик тампонажных растворов производят с целью получения параметров, необходимых для гидравлических расчетов, для изучения механизма структурообразования в процессе движения [8]. В связи с тем, что в последние годы разрабатываются месторождения со все более сложными гидродинамическими условиями, к тампонажному раствору предъявляются определенные требования по реологическим параметрам.

Для успешного проведения тампонажных работ в условиях конкретной скважины необходимо принимать во внимание следующие параметры раствора и цементного камня:

1. Растекаемость тампонажного раствора. Данный параметр является одним из самых значимых. Он характеризует подвижность тампонажного раствора, способность свободно прокачиваться через трубы на период проведения тампонажных работ. Растекаемость раствора замеряется при помощи конуса АзНИИ ДН. Необходимые требования к тампонажным растворам по этому параметру изложены в ГОСТ 1581-85. Определение растекаемости раствора позволяет быстро подобрать ориентировочное водоцементное соотношение.

2. Плотность. Во время проведения тампонажных работ практически единственным критерием для качественной оценки процесса тампонирования скважины являются диаграммы АКЦ. Изменения плотности тампонажного раствора в ходе процесса крепления скважины дает нам представление об изменении водоцементного соотношении цемента, давления оказываемого раствором на стенки скважины. Принято считать нормой, если в ходе цементирования скважины изменение плотности не превышает 20 кг/м .

3. Водоцементное соотношение. От правильного подбора соотношения воды и цемента будут зависеть прочностные характеристики цементного камня, а также седиментационная устойчивость, водоотстой.

4. Механическая прочность цементного камня. Данный параметр является основной качественной характеристикой цементного камня. Под механической прочностью подразумевается прочность камня на изгиб и на сжатие. Необходимые требования по прочностным характеристикам изложены в ГОСТ 1581-85. Чем более высокими прочностными характеристиками обладает цементный камень, тем более продолжителен его срок службы.

5. Проницаемость цементного камня. Чем меньше величина данного параметра, тем больше устойчивость цементного камня к агрессивным водам; отсутствие суффозии, выщелачивания. При этом лучше сохраняются обсадные трубы, соответственно больше межремонтный период. Проницаемость цементного камня не нормируется. Однако для качественного цементирования применяют тампонажные растворы, затвердевающие в камень с проницаемостью от 2 до 4-10'3 мкм2.

6. Другие.

Следует отметить, что неправильный выбор тампонажного раствора для конкретной скважины может привести не только к ухудшению свойств цементного камня, но и к ухудшению фильтрационно-емкостных параметров скважины. Например, если тампонажный раствор обладает высокой плотностью или в результате высокой водоотдачи раствора при фильтрации жидкости затворения в пласт плотность раствора увеличится, то большие нагрузки на стенки скважины могут привести к значительному разрушению пород пласта, образованию высокопроницаемых трещин, в которые будет фильтроваться цементный раствор, тем самым ухудшая фильтрационные характеристики пласта.

В зависимости от выбора жидкости затворения тампонажного раствора часть входящих в состав клинкера окислов и солей способны растворяться, например, в воде. Это же касается и химических реагентов входящих в состав цемента. В процессе тампонирования скважины эти реагенты и соли проникают в

пласт вместе с фильтратом раствора [26], что в дальнейшем может негативно сказаться на фильтрационно-емкостных характеристиках пласта:

- в результате перенасыщения пластовой воды солями фильтрата тампонажного раствора возможно выпадение их в осадок;

- твердая фаза тампонажного раствора способна закупоривать поры пород коллектора;

- реагенты, добавляемые в жидкость затворения цементного раствора, при проникновении в пласт вместе с фильтратом способны менять реологические параметры пластовых флкЗидов.

Таким образом, для успешного проведения процесса по креплению скважины необходимо учитывать состав клинкера и жидкости затворения цементного раствора, правильно регулировать реологические параметры раствора. На сегодняшний день вопрос о влиянии реагентов тампонажных растворов на фильтрационные характеристики коллектора не изучен в должной мере. На рынке присутствует огромное разнообразие реагентов и добавок к тампонажным растворам. В связи с этим существует потребность в предварительном исследовании составляющих тампонажного раствора.

Проведено множество исследований, посвященных улучшению качества тампонажного раствора и упрощению процесса цементирования скважины. Принято считать, что в ходе крепления скважин проникновение фильтрата тампонажного раствора не оказывает значительного влияния на изменение фильтрационных характеристик пласта. Оценить степень влияния процесса тампонирования на изменение фильтрационных параметров пород коллектора довольно проблематично в связи с тем, что процесс крепления скважины непрерывно связан со вторичным вскрытием скважины. Следовательно, чтобы оценить степень влияния процесса тампонирования на дальнейшее извлечение нефти из коллектора можно лишь в лабораторных условиях. В исследованиях многих авторов приводится качественная оценка о характере фильтрации тампонажного раствора в пласт, о степени загрязнения пород ПЗП цементом. Однако в связи с совершенствованием рынка добавок к тампонажным растворам

необходимо проводить исследования о влиянии этих добавок не только на качество самого цемента, но и на степень изменения фильтрационных параметров пород пласта в результате попадания этих реагентов в пласт.

1.2 Классификация и области применения технологий тампонирования скважин и тампонажных растворов. Требования, предъявляемые к тампонажным растворам

Тампонажные растворы классифицируют по следующим признакам [7]:

1) по составу и виду компонентов клинкера тампонажного раствора

a) на основе портландцементного клинкера,

b) на основе глиноземистого клинкера,

c) бесклинкерные;

2) по температурному диапазону применения

a) низкотемпературные - ниже 15°С,

b) для нормальных температур -15 - 50°С,

c) для умеренных температур - 50 - 100°С,

d) для повышенных температур - 100 - 150°С,

e) для высоких температур - 150 - 250°С,

f) для сверхвысоких температур - свыше 250°С,

g) для циклически меняющихся температур;

3) по плотности цементного раствора

a) легкие - ниже 1400 кг/м ,

b) облегченные - 1400 - 1650 кг/м ,

c) нормальные - 1650 - 1950 кг/м3,

d) утяжеленные - 1950 - 2300 кг/м3,

e) тяжелые - выше 2300 кг/м3;

4) по изменению объема при твердении цементного камня по истечении 3-х суток пребывания в водной среде

a) цементы, к которым не предъявляются требования,

b) безусадочные цементы, с расширением не более 0,1 %,

с) расширяющиеся цементы, с расширением более 0,1 %;

5) по устойчивости к воздействию агрессивных пластовых вод

a) цементы, к которым не предъявляются требования,

b) устойчивые к сульфатным пластовым водам,

c) устойчивые к кислым (углекислым, сероводородным) пластовым водам,

й) устойчивые к магнезиальным пластовым водам,

е) устойчивые к полиминеральным пластовым водам;

6) по срокам схватывания

a) быстросхватывающиеся цементы, с началом схватывания менее 40 мин,

b) ускоренно схватывающиеся, с началом схватывания 40 мин -1 ч 20 мин,

c) нормально схватывающиеся с началом схватывания более 4 ч 30 мин.

В зависимости от содержания добавок и их видов тампонажные растворы классифицируются на: бездобавочные, с минеральными добавками, со специальными добавками, регулирующие свойства раствора. Тампонажные растворы также классифицируются по типу применяемой жидкости затворения: на нефтецементные, водоэмульсионные и водные.

Принято разделять тампонажные растворы по роду добавок-наполнителей на песчаные, гель-цементы, перлитовые, бентонитовые и др. Цементные растворы различаются по водоотдаче: обычные и с пониженной водоотдачей.

Тампонажные растворы разделяются по прочности камня и времени ее достижения на обычные и с высокой прочностью.

Для конкретных условий скважины в зависимости от глубины, температуры и типа, слагаемых коллектор пород, к тампонажным растворам предъявляют соответствующие требования высокой прочности цементного камня, повышенной сульфатостойкости и т.д. Так как практически все цементы, применяемые при креплении скважины, имеют в основе портландцемент, то например, при

использовании цементов в скважинах с высокими значениями температуры и давления требуется введение реагентов-замедлителей сроков схватывания.

Основная цель цементирования скважины, за исключением ремонтных работ, - это наиболее полное вытеснение бурового раствора тампонажным через затрубное пространство и поднятие тампонажного раствора на заданную высоту. Результатом качественного цементирования является создание прочного цементного камня за колонной, предотвращающего обвалы и осыпи рыхлой породы, исключающего перетоки флюидов между пластами и обеспечивающего защиту обсадной колонны от внешней коррозии.

На сегодняшний день применяются несколько видов цементирования. Условно их можно разделить на первичные и вторичные. Первичное цементирование проводят сразу после первичного вскрытия пласта бурением. К вторичному цементированию относятся все ремонтные, восстановительные работы, их проводят после некоторого периода работы скважины, когда появляется посторонняя вода в составе продукции скважины, нарушается герметичность зацементированного заколонного пространства и т.д.

В зависимости от геолого-технических условий к тампонажным растворам предъявляются определенные требования. Однако подобрать состав тампонажного раствора довольно сложно. На период транспортировки тампонажного раствора в затрубное пространство он должен оставаться подвижным и сразу после прекращения процесса тампонирования превращаться в безусадочный камень с хорошими прочностными характеристиками. Скважина имеет сложную конфигурацию, температура и давление могут изменяться в широких диапазонах по глубине. Осложняется процесс тампонирования еще и тем, что на разных глубинах скважины могут располагаться высоконапорные, поглощающие пласты и т.д. В таких условиях еще более осложнен подбор тампонажного раствора, одновременно отвечающего всем условиям [7].

Ниже приведены основные требования к тампонажному раствору и цементному камню:

1) технического характера

a) хорошая текучесть,

b) отсутствие либо минимизация седиментации,

c) возможность хорошо сцепляться с поверхностью обсадных колон и горных пород,

с!) отсутствие негативного взаимодействия с пластовыми флюидами и

горными породами, е) устойчивость к размываемому действию пластовых вод, 1} стабильность свойств при изменении пластового давления и температуры,

%) отсутствие усадки с образованием трещин при твердении;

2) технологического характера

a) хорошая прокачиваемость буровыми насосами,

b) небольшие сопротивления при движении,

c) отсутствие негативного взаимодействия с другими растворами, <1) хорошая смываемость с технологического оборудования;

3) экономического характера

а) сырье должно быть недефицитным и недорогим;

4) требования к тампонажному камню

a) достаточная механическая прочность,

b) непроницаемость для бурового раствора, пластовых вод и газа,

c) стойкость к коррозионному воздействию пластовых вод, <1) температурная стойкость,

е) сохранение объема при твердении и упрочнении, 1) минимальная экзотермия;

5) по отношению к фильтрационным свойствам пласта а) низкая водоотдача.

На практике очень трудно подобрать тампонажный раствор, отвечающий всем перечисленным выше требованиям. На промысле приоритет отдают исключительно качеству цементного камня и дешевизне самого процесса крепления скважины. Практически нигде не встречаются требования к

тампонажным растворам, в которых преследуется минимизация его воздействия на фильтрационно-емкостные параметры пород пласта.

1.3 Изменение характеристик цементного камня в результате фильтрации жидкости затворения в пласт

Фильтрация жидкости затворения тампонажного раствора в пласт будет оказывать влияние не только на фильтрационно-емкостные характеристики пород пласта, но и на качество самого цементного камня и процесса тампонирования скважины в целом.

Повышенная водоотдача цементного раствора приводит к изменению структурно-механических свойств и уменьшению объема тампонажного раствора. В результате этого изменяется режим течения раствора, возрастают гидравлические сопротивления. В результате уменьшения водоцементного соотношения в растворе возрастает его плотность, что создает дополнительные сопротивления при подъеме цемента на проектную высоту.

На промыслах известно много случаев, когда в результате обильной фильтрации воды затворения в пласт плотность цементного раствора возрастала настолько, что не удавалось полностью продавить его в заколонное пространство. В результате этого часть цементного раствора оставалась в обсадной колонне. Например, при цементировании скважины в Миссисипи глубиной 3355 м в результате отфильтровывания воды затворения и возросшей плотности раствора не удалось полностью продавить тампонажный раствор за обсадную колонну, что привело к образованию столба цементного камня высотой 1200 м в колонне [48].

Фильтрация воды затворения в пласт приводит к уменьшению водоцементного соотношения в тампонажном растворе. В результате этого прочностные характеристики будут меняться. Объем фильтрата тампонажного раствора, проникающего в породу коллектора, будет зависеть от репрессии на пласт, возникающей под весом столба тампонажного раствора. Следовательно, водоцементное соотношение в растворе может зависеть от величины репрессии.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ишбаев, Рамиль Рауилевич, 2013 год

Список использованных источников

1) Аксенова, Н. А. Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.15 / Н. А. Аксенова ; ТюмГНГУ. - Тюмень, 2004. - 177 с.

2) Алекперов, В. Т. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия / В. Т. Алекперов, В. А. Никишин // Нефтяное хозяйство. - 1972. — № 6.-С. 21 -24.

3) Амиян, В. А. Возможность образования эмульсии в призабойной зоне / В. А. Амиян // Нефтепромысловое дело. - 1959. -№11.

4) Повышение эффективности использования ингибиторов отложения солей / Ю. В. Антипин, Н. Р. Яркеева, Г. Ш. Исланова, Р. Р. Кашапов // Интервал. - 2003. - № 8. - С. 65-67.

5) Бабалян, Г. А. Вопросы механизма нефтеотдачи / Г. А. Бабалян. — Баку : Азнефтеиздат, 1956.-253 с.

6) Белов, В. П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых в бурении скважин / В. П. Белов // Сборник научных трудов КПТИ. - Куйбышев, 1984. - С. 8 - 25.

7) Булатов, А. И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин / А. И. Булатов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1991. - 336 с.

8) Гилязов, Р. М. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений / Р. М. Гилязов, Р. Ш. Рахимкулов, А. Р. Гилязов. - Уфа : Башгеопроект, 2008. - 440 с.

9) Жигач, К. Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов / К. Ф. Жигач, К. Ф. Паус // Нефтяное хозяйство. - 1957. -№11.-С. 11-13.

10) Здоров, Ф. Г. Влияние водоотдачи цементных растворов на проницаемость пород приствольной зоны пласта / Ф. Г. Здоров // Техника и технология промывки и крепления скважин : Тр. / ВНИИКрнефть. - Краснодар, 1976. - С. 78 - 82.

11) Здоров, Ф. Г. О влиянии цементирования на фильтрационную характеристику продуктивных пластов / Ф. Г. Здоров, А. Е. Нижник // Нефтяное хозяйство. - 1978. - № 10. - С. 26 - 28.

12) Здоров, Ф. Г. Роль эмульсеобразования в снижении проницаемости пород приствольной зоны пласта / Ф. Г. Здоров // Техника и технология промывки и крепления скважин: Тр. / ВНИИКрнефть. - Краснодар, 1976. - С. 83 - 87.

13)Зейналов, Н. Э. О водоотдаче цементного раствора через глинистую фильтрационную корку / Н. Э. Зейналов, Е. М. Соловьев // Известия вузов. Нефть и газ.-1975.-№4. - С. 17-21.

14) Иванова, М. М. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах / М. М. Иванова, Н. Н. Михайлов, Р. С. Яремийчук; ВНИИОЭНГ. - М., 1988. - 55 с.

15) Ипполитов, В. В. Разработка технологий и технических средств для гидродинамической кольматации пластов различной проницаемости: Автореферат дис. ... канд. техн. наук: 05.15.10 / В. В. Ипполитов; УНИ, Оренбурггеология. - Уфа, 1992. - 17 с.

16)Ишбаев, Р. Р. Влияние фильтрата тампонажного раствора на проницаемость коллектора по нефти / Р. Р. Ишбаев, Ю. В. Зейгман // Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли : материалы междунар. семинара, посвященного памяти А. X. Мирзаджанзаде. - Уфа, 2012. - С. 137 - 141.

17) Ишбаев, Р. Р. Диагностирование влияния технологий первичного вскрытия и тампонирования скважин на фильтрационные параметры пород призабойной зоны пласта / Р. Р. Ишбаев, Ю. В. Зейгман // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журнал. - 2012. - № 4. - С. 32 - 40.

18) Ишбаев, Р. Р. Исследование динамики проницаемости моделей горных пород в процессах тампонирования скважины / Р. Р. Ишбаев, Ю. В. Зейгман // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журнал. - 2012. - № 3. - С. 92 - 98.

19) Касперский, Б. В. К вопросу исследования влияния промывочной жидкости на пропускную способность пористой среды. / Б. В. Касперский, Б. Д. Панов //

Технология бурения и крепления глубоких скважин : Тр. / КФ ВНИИнефти. - М., 1970.-Вып. 23.

20) Касперский, Б. В. Установка для определения набухания глин при высоких температурах и давлениях / Б. В. Касперский // Бурение. — 1970. - №7. -С. 16-19.

21)Кащавцев, В. Е. Солеобразование при добыче нефти / В. Е. Кащавцев, И. Т. Мищенко. - М. : Орбита-М, 2004. - 432 с.

22)Кащавцев, В. Е. Предупреждение солеобразования при добыче нефти / В. Е. Кащавцев, Ю. П. Гаттенберг, С. Ф. Люшин. -М. : Недра, 1985. — 215 с.

23)Комлева, С. Ф. Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей : дис. ...д-ра техн. наук : 25.00.15 / С. Ф. Комлева ; УГНТУ. - Уфа, 2007. - 203 с.

24)Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей / С. Ф. Комлева [и др.]; ред. Ф. А. Агзамов; УГНТУ. - Уфа: Монография, 2008. - 188 с.

25) Костырин, В. И. Тампонажные материалы и химреагенты : справ, пособие /

B. И. Костырин. -М. : Недра, 1989. - 144 с.

26) Учет мобильной воды затворения при приготовлении цементных растворов / А. К. Куксов, О. Н. Обозин, А. В. Черненко, М. Ф. Ситников // Буровые растворы и крепление скважин : Тр. / ВНИИКрнефть. - Краснодар, 1971.

27) Лебедев, С.А. О возможности применения ПАВ для внутрискважинной деэмульсации в восточных районах / С. А. Лебедев, С. Г. Яхин, Г. А. Бабалян // Применение ПАВ в нефтяной промышленности. - М., 1963.

28) Леонидова, А.И. Исследование фильтрационных свойств растворов тампонажного цемента / А. И. Леонидова, Е. М. Соловьев // Бурение нефтяных и газовых скважин: Тр. / МИНХ и ГП. - М.,1963. - Вып. 40.

29) Линевский, А. А. Глинизация стенок скважины и определение фильтрации глинистых растворов / А. А. Линевский // Нефтяное хозяйство. - 1949. - № 4. -

C. 6 - 9.

30)Лукманов, Р. Р. Оценка и прогноз фильтрации цементных растворов при цементировании скважин / Р. Р. Лукманов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006. — № 8. - С. 57 - 61.

31) Мавлютов, М. Р. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины / М. Р. Мавлютов, X. И. Акчурин, С. В. Соломенников [и др.]. - М.: Недра, 1997. -153 с.

32) Мавлютов, М. Р. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин / М. Р. Мавлютов, Ю. С. Кузнецов, В. Н. Поляков // Нефтяное хозяйство. - 1984. - № 6. - С. 7 - 10.

33) Михайлов, Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах / Н. Н. Михайлов. - М.: Недра, 1987. - 152 с.

34)0 влиянии фильтрата тампонажного раствора на проницаемость коллекторов / О. Н. Обозин, Н. Б. Савенюк, А. В. Герасимова, JI. П. Левентюк // Технические средства, материалы и технология крепления скважин : Тр. / ВНИИКрнефть. -Краснодар, 1986. -С. 46-49.

35) Комплексная технология строительства скважин с использованием гидрофобизаторов в технологических жидкостях и высокочастотных технических средств для обработки стенок скважины в компоновках колонн / Н. А. Петров, А. В. Кореняко, А. И. Есипенко [и др.]. - М., 1997. - 72 с. - (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

36)Поляков, В. Н. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин / В. Н. Поляков, Р. К. Ишкаев, Р. Р. Лукманов. - Уфа: Tay, 1999. - 408 с.

37) Оценка эффективности метода гидродинамической кольматации стенок скважин при бурении / Г. Б. Проводников, А. Т. Кошелев, Ю. И. Давыдов, Б. 3. Хаматдинов // Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири : Сб. тр. / СибНИИНП. - Тюмень, 1989. - С. 97 - 110.

38) Рабинович, Н. Р. Исследование влияния технологии вскрытия низкопроницаемых отложений палеогена на фильтрационные свойства коллектора / Н. Р. Рабинович, В. И. Яковенко // Новые материалы и жидкости для бурения скважин, вскрытия и ГРП продуктивных платов: Тр. / ВНИИКрнефть. -1990.-С. 142- 146.

39) Увеличение продуктивности скважин за счет новой технологии их заканчивания / Р. Ш. Рахимкулов, И. Ф. Афридонов, А. М. Попов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 2. - С. 22-25.

40)Салихов, Р. Г. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов совершенствованием технологии заканчивания скважин на депрессии : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.15 / Р. Г. Салихов. - Пермь, 2003. - 181 с.

41) Вскрытие продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе "скважина-пласт" / Р. Г. Салихов, А. П. Пермяков, Н. И. Крысин. - Пермь : Печатный салон "Меркурий", 2003. - 62 с.

42) Свалов, A.M. Исследование глубины проникновения фильтрата бурового раствора при проводке скважины / А. М. Свалов, Э. М. Бектимиров // Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 2. - С. 29 - 31.

43)Серпенский, В. А. О формировании контактной зоны на границе цементного раствора и фильтрационной корки промывочной жидкости / В. А. Серпенский, А. И. Булатов, В. И. Рябченко [и др.] // Буровые растворы и крепление скважин: Труды / ВНИИКрнефть. - Краснодар, 1971.

44) Прогнозирование солеотложения при смешении различных типов вод в системе поддержания пластового давления / А. В. Ситников, О. В. Сенникова, М. В. Жирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 9. - С. 64 - 67.

45) Тронов, В. П. Взаимовлияние смежных технологий при разработке нефтяных месторождений / В. П.Тронов; Академия наук РТ. - Казань: ФЭН, 2006. -736 с.

46) Фергюсон, С.К. Водоотдача из глинистых растворов в процессе бурения / С К. Фергюсон, А. А. Клотц // Практика обработки глинистых растворов в США : сб. ст. / ГОСИНТИ. - М.,1958.

47) Шадрин, JI. Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин / Л. Н. Шадрин. - М.: Недра, 1969. - 240 с.

48) Шадрин, Л. Н. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов при цементировании скважин / Л. Н. Шадрин. - М. : Недра, 1975-343.С.

49)Шамов, H. А. Совершенствование технологии и технических средств вибрационной кольматации и декольматации гранулярных коллекторов : Автореферат дис. ... канд. техн. наук: 05.15.10 / Н. А. Шамов; УГНТУ. - Уфа, 1993.-24 с.

50)Шахмаев, 3. М. Глинонефтеэмульсионные смеси для временного тампонирования колонн / 3. М. Шахмаев, А. И. Кутепов // Нефтяное хозяйство. -1966,-№5.-С. 63-65.

51)Шахмаев, 3. М. Технология заканчивания скважин / 3. М. Шахмаев, В. Р. Рахматуллин; УГНТУ. -Уфа, 1996. - 190 с.

52) Шахмаев, 3. М. Физико-химическое воздействие буровых растворов на продуктивные пласты / 3. М. Шахмаев, В. Р. Рахматуллин // Тез. докл. семинара-дискус. по проблеме первичного и вторичного вскрытия пласта при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин / УГНТУ. -Уфа, 1996.-С. 49-53.

53)Шляхова, Д. С. Влияние фильтрата тампонажных растворов на загрязнение продуктивного пласта / Д. С. Шляхова, Л. И. Рябова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 5. - С. 52 - 57.

54)Яркеева, Н. Р. Повышение эффективности предотвращения солеотложения в скважинах на поздней стадии разработки залежей: дис. ...канд. техн. наук: 25.00.17 / Н. Р. Яркеева; УГНТУ. - Уфа, 2003. - 127 с.

5 5) Ярославов, Б.Р. Об условиях фильтрации нефти в обводненных пластах / Б. Р. Ярославов // Нефтяное хозяйство. - 1968. - №7.

56) ANSI/API 13I/ISO 10416. Recommended Practice for Laboratory Testing of Drilling Fluids. - 2004. - 38 p.

57) Beach, H. J. Formation Cement Squeezes by Using Low-Water-Loss Cement / H. J. Beach, Т. B. O'Brien, W. C. Goins, Jr. // Oil and Gas J. - 1961. - (May 29 and June 12).

58)SPE/IADC 52815. New Permeability Plugging Apparatus Procedure Addresses Safety and Technology Issues / N. Davis, P. Mihalik, P. R. Lundie [ ect.] // SPR /

IADC. Drilling Conference, 9 -11 March, 1999. - Amsterdam, 1999. - Vol. 1. -P. 417427.

59) Griffith, J. Effect of drilling fluid filter cake thickness and permeability on cement slurry fluid loss / J. Griffith, S. O. Osisanya // SPE Journal of Canadian Petroleum Technology. Special Edition. - 1999. - Vol. 38, No. 13. - P. 97 - 136.

60)Kaeuffer, M. Determination de L'Optimum de Remplissage Granulometrique et Quelques Propriétés S'y Rattachant / M. Kaeuffer // Congres de I'A.F.T.P.V. - Rouen, Oct 1973.

61) AADE-06-DF-HO-16. A New Methodology that Surpasses Current Bridging Theories to Efficiently Seal a Varied Pore Throat Distribution as Found in Natural Reservoir Formations / S. Vickers, M. Cowie, T. Jones, A. Twynam // Wiertnictwo naftagaz. -2006.-Vol. 23/1. -P. 501-515.