Территория Нефтегаз № 10 2016. Территория нефтегаз журнал официальный сайт

Территория Нефтегаз № 04 2018

Кадровая политика ООО «Газпром нефтехим Салават» является важной составной частью управленческой деятельности и производственной политики предприятия и направлена на формирование сплоченного высокопрофессионального трудового коллектива, способного обеспечить эффективное развитие компании. Создаются экономические стимулы и социальные гарантии, выступающие залогом эффективной производственной деятельности каждого работника.

HTML

Основные направления кад- ровой политики ООО «Газпром нефтехим Салават» – подбор, оценка и использование персонала, а также обучение, развитие, мотивация, вознаграждение и социальная поддержка. Предприятие ценит в своих работниках высокий профессионализм и уровень образования, ориентацию на достижение результатов, инициативность, способность к обучению и практическому применению полученных знаний, приверженность корпоративным ценностям и традициям.

Система вознаграждения за результаты труда направлена на привлечение кадров, мотивацию труда и удержание работников, квалификация и результативный труд которых обеспечат успешное выполнение поставленных предприятием производственных задач с минимальными затратами и максимальной эффективностью. В Обществе широко используется система мотивации к развитию профессиональных компетенций.

В рамках социальной поддержки работников и иных определенных работодателем лиц, являющихся получателями соответствующих льгот и преимуществ, предоставляются льготы, гарантии и компенсации, медицинское и санаторно-курортное обеспечение, дополнительное пенсионное обеспечение, осуществляются личное страхование, создание комфортных и безопасных условий труда.

 

ПАМЯТНЫЕ ДАТЫ

1948 г. ознаменован как год создания предприятия – комбината № 18, позже – ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», ныне –  ООО «Газпром нефтехим Салават». В этом же году был образован и профильный вуз – Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ).  А в 2016 г. мы отмечали 60-летие Салаватского филиала (СФ) УГНТУ. И вот уже более 60 лет ООО «Газпром нефтехим Салават» тесно сотрудничает с вузом ради достижения общей цели – подготовки высококвалифицированных специалистов.

В университете для обучения специалистов ООО «Газпром  нефтехим Салават» были созданы три базовые кафедры: химико-технологических процессов; автоматизации бизнес-процессов и электрооборудования; автоматики нефтегазового производства.

В 2017 г. в СФ УГНТУ открылась лаборатория аналитической химии, созданная при поддержке ООО «Газпром нефтехим Салават».

 

НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ ВЫБИРАЕТ ПРОИЗВОДСТВО

В рамках привлечения студентов-выпускников в компанию «Газпром нефтехим Салават» совместно с УГНТУ ежегодно проводятся ярмарки вакансий, дни карьеры, День ПАО «Газпром».

Компания использует различные методы привлечения кандидатов, и один из самых эффективных – взаимодействие с образовательными учреждениями, а именно:

– участие в днях карьеры и ярмарках вакансий ведущих вузов страны – Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (г. Москва), УГНТУ и Уфимского государственного авиационного технического университета (г. Уфа), СФ УГНТУ (г. Салават), Санкт-Петербургского горного университета (г. Санкт-Петербург). Каждый год в этом направлении проводятся 4–5 мероприятий, которые заметно пополняют базу резюме кандидатов компании;

– мастер-классы для студентов начальных курсов и выпускников с целью ознакомить учащихся с требованиями работодателя  к кандидатам, нюансами составления резюме и проведения собеседования. «Карьерный коучинг» помогает в выборе профессии  и будущего работодателя;

– встречи со студентами Салаватского индустриального колледжа (г. Салават) – знакомство с компанией, с настоящим производством и перспективами развития компании, ознакомление с профессиями;

– работа с выпускниками профильных специальных и выс- ших учебных заведений (организация учебной практики, работа по целевому обучению).

ООО «Газпром нефтехим  Салават» ежегодно организует экскурсии для учащихся школ  и лицеев г. Салавата.

В 2017 г. компания провела экскурсию – ознакомление с производствами для учащихся «Газпром-класса», организованного на базе лицея № 83 г. Уфы.

ООО «Газпром нефтехим  Салават» организует учебные, производственные, преддипломные практики для студентов  УГНТУ и его филиалов в г. Салавате и г. Стерлитамаке, обучающихся по очной форме.

В 2016 и 2017 г. по 30 студентов с самой высокой успеваемостью проходили производственную практику как работники компании. Оплачиваемая практика охватила все основные рабочие профессии: аппаратчика, оператора, машиниста, электромонтера, слесаря КИП, прибориста, лаборанта, контролера.

С 2016 г. по инициативе СФ  УГНТУ на производственной площадке компании проводятся мастер-классы для студентов, знакомящие их с производством, эксплуатацией оборудования, обеспечением безопасности.

 

УЧИТЬСЯ, УЧИТЬСЯ, УЧИТЬСЯ!

Повышение квалификации в  УГНТУ с 2014 г. прошли более 150 работников компании. Среди предлагаемых программ повышения квалификации были следующие темы: «Нефтехимия и химическая технология»; «Эксплуатация электропривода, электрических сетей и электрооборудования неф- теперерабатывающих и нефтехимических производств»; «Надежность оборудования предприятий нефтепереработки и нефтехимии»; «Процесс каталитической изомеризации нормальных парафинов»; «Средства и системы автоматизации химико-технологических процессов»; «Учебный курс по информационным программным продуктам». Также планируется повышение квалификации рабочих по теме «Флюид-каталитический крекинг» в связи с предстоящим пуском нового производства.

В магистратуре УГНТУ повышают уровень знаний работники компании, причем отличники обучаются за счет средств  ООО «Газпром нефтехим Салават».

Магистерская программа подготовки IFP – ГПНС – УГНТУ реализуется в компании с 2007 г. при совместном участии УГНТУ и Французского института нефти и моторов IFP. Цель программы состоит в создании собственного интеллектуального ресурса и подготовке инженерно-технических специалистов, владеющих современными методами управления процессами в области нефтехимии и нефтепереработки.

За период реализации проекта, а это набор и обучение четырех потоков магистрантов, степень магистра получили 78 сотрудников компании. В настоящее время большинство выпускников магистерской программы реализуют свои идеи в ООО «Газпром нефтехим Салават», другие – работают в компании ПАО «Газпром».

Ежегодно в рамках развития профессиональных компетенций в компании проходят обучение от 400 до 500 сотрудников Общества. Обучение направлено на расширение знаний в профессиональных областях, ознакомление с изменением законодательства, а также на развитие деловых качеств работников. Проводится выездное (семинары, конференции), дистанционное и внутреннее корпоративное обучение.

Одно из направлений повышения уровня знаний работников – дистанционное обучение, например по теме «Архитектурно-строительное проектирование и подготовка проектной документации по видам работ» с последующим экзаменом и получением аттестата, по темам бухгалтерского и налогового учета. Ежегодно дистанционными программами пользуются более 2 % от общего числа обучаемых сотрудников. Также компания готовит дистанционные курсы по требованиям внутренних стандартов, которые проходят новые работники компании в период адаптации на рабочем месте.

С 2014 г. в компании реализуется проект по развитию управленческих компетенций руководителей и резервистов на руководящие должности – Академия управления. Технические специалисты, получая назначение на руководящую должность, не всегда готовы грамотно управлять людьми, особенно если подчиненные старше их, в чем-то опытнее, мудрее. К тому же изначально они обучались технической экспертизе –  в роли механиков, технологов, энергетиков, но не руководителей. Именно поэтому Академия управления раскрывает перед такими работниками секреты формирования коллектива, решения конфликтов, эффективного проведения заседаний, быстрого и продуктивного решения возникающих проблем при организации людей для выполнения самых разных задач. Обучение проходит в форме активного общения, обсуждения рабочих ситуаций, решения практических задач и игровых ситуаций.

За весь период курсы по командообразованию и развитию управленческих компетенций прошли более 250 сотрудников из числа производственного персонала. Обучение проходит в формате еженедельных двухчасовых занятий, объем курса – 32 ч. Преподаватели Академии управления – работники предприятия с богатым жизненным опытом и управленческим стажем, готовые поделиться с коллегами личными наработками, максимально близкими к повседневной рабочей жизни.

Компания анализирует рынок программ по зарубежным стажировкам для работников нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов. Интересная тематика, уровень обучения и возможность бесплатно обучить сотрудников побуждают к участию в конкурсах на подобные гранты.

С 2014 г. компания участвует в конкурсном отборе, организуемом Японским международным центром нефтепереработки (компания JCCP) среди руководителей нефтеперерабатывающих компаний стран Европы, Азии и Ближнего Востока. Всего за период взаимодействия были заявлены на конкурс 24 работника компании, 10 сотрудников Общества прошли конкурсный отбор и обучались в Японии. Они получили уникальную возможность не только узнать новые технологии в области нефтепереработки, энергоэффективности, управления людьми и процессами, но также посетить ключевые предприятия Японии в разных городах страны. Плотный рабочий график и прикладной характер обучения не оставили равнодушным никого из работников предприятия, попавших в число участников такого обучения.

В 2017 г. компания получила лицензию на образовательную деятельность, которая позволяет осуществлять дополнительное профессиональное образование специалистов и профессиональное обучение рабочих с присвоением профессий и разрядов.

Начиная с 2016 г. шли активная подготовка к лицензированию, разработка программ и обучение корпоративных преподавателей. В настоящее время разработаны программы обучения и подготовлены обучающие материалы по восьми профессиям (электромонтеры, машинисты), по целевым курсам для производителей работ в электроустановках, по охране труда в электроустановках, по общим вопросам охраны труда. В 2016 г. внутреннее обучение прошли 209 работников компании, а за 2017 г. количество обученных выросло в три раза; 24 работника проходят профессиональное обучение для получения профессии и повышения квалификации с выдачей удостоверений. В перспективе Учебный комбинат планирует расширять перечень программ обучения для рабочих и инженерно-технических работников (ИТР), в том числе по промышленной безопасности и охране труда. Особое внимание уделяется таким специальностям, как сварщик, дефектоскопист, инженер-механик по неразрушающему контролю, инженер по релейной защите и электроприводам.

Обучение в Учебном комбинате нацелено на потребности компании и максимально приближено к технологиче

neftegas.info

Территория Нефтегаз № 9 2016

Герметичность крепи паронагнетательных скважин зависит от степени заполнения затрубного пространства тампонажным раствором, состояния цементного камня при механических воздействиях в процессе углубления скважины и знакопеременных температурных воздействиях при ее последующей эксплуатации. Повышение степени заполнения затрубного пространства за счет турбулизации потока цементного раствора возможно только при использовании пластифицирующих добавок. При этом необходимо сохранение фильтрационных характеристик тампонажного раствора. Для снижения вероятности поглощения обосновывается применение тампонажных растворов, обладающих кольматирующим эффектом за счет применения армирующей фибры и реагентов понизителей водоотдачи. Цементный камень должен иметь расширение 1,5–2,5 % в период от 1 до 3 суток для повышения герметичности контактных зон. После закачки теплоносителя основным требованием к цементному камню является его термостойкость. При этом цементный камень начинает твердение при низких температурах и лишь затем подвергается температурному воздействию, что существенно влияет на последовательность образования продуктов твердения и их последующее поведение. На первом этапе песок является инертным, поэтому прочность цементного камня должна обеспечиваться портландцементом. При твердении данного цемента будут образовываться продукты с высоким соотношением CaO/SiO2, которые после прогрева скважины начнут подвергаться термической коррозии. При этом очень важно избежать образования фазы -гидрата C2S, приводящей к наибольшему падению прочности. Для управления кинетикой фазообразования камня предлагается обеспечить схему одностадийного синтеза гидросиликатов кальция, минимизирующую образование фазы -гидрата C2S. При получении тампонажного материала для паронагнетательных скважин марки ЦТ ACTIVE II-160 KM ООО «Цементные Технологии» обеспечивает дезинтеграторную активацию и комплексную модификацию цементов. Дезинтеграторная обработка помимо увеличения удельной поверхности песка обеспечивает его механохимическую активацию. Результатом последней становится более дефектная структура материалов, обладающая повышенной химической активностью. Дефектность структуры подтверждена электронно-микроскопическими исследованиями, а повышение химической активности доказано результатами оценки скорости взаимодействия кремнезема с гидроксидом кальция. Фазовый состав продуктов твердения представлен кроме гидроксида кальция и кремнезема минералами С2Sh3, C4Ah23, СSH(B), C3ASxH(6–2x). Дезинтеграторная обработка цемента существенно улучшила структуру получаемого цементного камня. Комплексная модификация цементов позволила обеспечить кольматацию поглощающих пластов фиброй, повысить удароустойчивость и расширение камня, а также минимизировать время между окончанием цементирования и началом твердения. При проведении термоциклических испытаний не было обнаружено сбросов прочности цементного камня, характерных для термической коррозии. Тампонажным цементом ЦТ ACTIVE II-160 KM зацементированы обсадные колонны более чем на 135 скважинах, использовано 22,5 тыс. т цемента с хорошими результатами цементирования.

Ключевые слова: паронагнетательные скважины, тампонажные материалы, термостойкость, дезинтеграторная обработка, комплексная модификация.

Ссылка для цитирования: Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Мяжитов Р.С. Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 9. С. 26–33.

HTML

Основные требования к тампонажным материалам для цементирования паронагнетательных скважин вытекают из особенностей конструкции скважин и специфики добычи флюида, связанной с интенсивным высокотемпературным прогревом продуктивных пластов. Например, особенность Ашальчинского месторождения природных битумов заключается в незначительной глубине залегания битумизированных песчаников, представленных отложениями уфимского яруса на глубинах от 70 до 107 м. От устья до глубины 120 м залегают пласты рыхлых и слабосцементированных пород, присутствуют также зоны интенсивных поглощений, приводящих к потере циркуляции при проводке скважины и цементировании обсадных колонн. Бурение скважин начинается с зенитным углом 45°, с последующим набором угла до 90° [1, 2].

На герметичность крепи скважины наиболее серьезное влияние оказывают степень заполнения затрубного пространства тампонажным раствором и состояние цементного камня при знакопеременных температурных и механических воздействиях в процессе углубления скважины и ее последующей эксплуатации.

  

х300                                            х600                                            х1300

Рис. 1. Песок кварцевый без обработки Fig. 1. Quartz sand without treatment

Естественно, существенная роль в повышении степени замещения принадлежит и применяемой оснастке обсадных колонн, и технологии цементирования, разработанным «ТатНИПИнефть», однако в данной статье рассматриваются только характеристики тампонажных материалов.

Общепризнано, что турбулизация потока тампонажного раствора обеспечивает лучшее замещение бурового раствора тампонажным [3, 4]. В то же время достижение турбулентного режима течения увеличением подачи насосов для скважин Ашальчинского месторождения становится неэффективным из-за роста гидродинамических давлений в затрубном пространстве в интервалах залегания поглощающих пластов. В связи с этим необходимо минимизировать реологические характеристики тампонажных растворов, повышая их растекаемость до 250–260 мм за счет пластифицирующих добавок. Повышение водоцементного отношения при этом нецелесообразно, поскольку важно сохранить минимальные фильтрационные характеристики тампонажного раствора (водоотдачу менее 50 см3/30 мин) и водоотделение. Последний показатель должен быть нулевым при измерении в наклонных цилиндрах.

  х300                                           х600                                            х1300

Рис. 2. Песок кварцевый после дезинтеграторной обработки Fig. 2. Quartz sand after disintegrator treatment

Увеличение объема тампонажного раствора на 30–50 % против расчетного, с «выбросом» излишнего раствора также повышает качество вытеснения бурового раствора тампонажным.

Снижение вероятности поглощений в процессе продавки цементных растворов и их подъем до устья возможны только при использовании тампонажных растворов, обладающих кольматирующим эффектом. Проведенные эксперименты и промысловый опыт показали, что хороший эффект достигался при оптимальном сочетании армирующей фибры и реагентов понизителей водоотдачи. В частности, при использовании армированных тампонажных цементов удалось исключить недоподъемы тампонажного раствора при цементировании.

Для создания надежного напряженного контакта на контактных зонах цементного камня последний должен иметь расширение 1,5–2,5 % в период от 1 до 3 сут, когда структура цементного камня уже набрала прочность, но еще и достаточно «эластичная». Повышение величины расширения и продолжительности периода расширения отрицательно сказывается на прочности и проницаемости получаемого камня за счет развития внутренних напряжений. Данные требования подробно обоснованы в работах [5–8].

Наличие армирующей добавки повышает эффективность работы расширяющих добавок за счет того, что ее кристаллизационное давление передается на продукты твердения и пространственное – на каркас, образованный фиброй. При этом одновременно повышается сопротивляемость камня динамическому разрушению [9].

При закачке теплоносителя крепь скважины будет подвергаться переменным растягивающим нагрузкам, поэтому армирование применяемых тампонажных составов для увеличения его сопротивляемости знакопеременным и ударным нагрузкам является необходимым [10–12].

Поскольку длина скважин по стволу на Ашальчинском месторождении редко превышает 500 м, процесс цементирования проходит в пределах 1 часа. Поэтому важно управление консистенцией раствора, которая должна достигать 30 Вс за 1,5–2,0 ч, а 70 Вс – не более чем за 2,5 ч. В этом плане эффективным является предварительное 30–60-минутное кондиционирование тампонажного раствора в осреднительных емкостях перед закачкой его в скважину.

Важно также, чтобы закачанный в затрубное пространство тампонажный раствор имел минимальное время до начала твердения, т. е. время начала схватывания раствора должно быть максимально коротким – 2,5–3,0 ч, а разница между началом и концом схватывания – 25–35 мин. Это позволит избежать негативных последствий, связанных с седиментацией и водоотделением в тампонажном растворе, находящемся в состоянии покоя [13].

После закачки теплоносителя основным требованием к цементному камню должна быть его термостойкость. При этом важно учитывать, что если в паронагнетательных скважинах цементный камень твердеет и долго находится при низких температурах, то в высокотемпературных скважинах цементный раствор сразу начинает твердение при высоких температурах. В последнем случае все компоненты тампонажного материала, активируясь температурой, начинают взаимодействовать между собой. Особенности твердения накладывают существенные отличия на последовательность образования продуктов твердения и их последующее поведение.

Наибольшей склонностью к термической коррозии обладают высокоосновные продукты твердения, в которых соотношение CaO/SiO2 ≥ 1,5 [5, 14, 15]. Поскольку в портландцементе CaO/SiO2 составляет 2,6–2,8 %, то продукты его твердения изначально являются термически не стойкими. Поэтому содержание 40–50 % молотого кремнезема является обязательным для всех высокотемпературных цементов.

В паронагнетательных скважинах, в отличие от высокотемпературных, на первом этапе твердения (при нормальных температурах и даже ниже нормальных) песок любой степени помола является инертным, т. е. балластом, а прочность цементного камня должна обеспечиваться портландцементом, который обязательно должен входить в состав тампонажного материала. Поэтому при твердении данного цемента будут образовываться продукты твердения с высоким соотношением CaO/SiO2. После прогрева крепи скважины ранее образовавшиеся соединения начнут подвергаться термической коррозии, а молотый песок может стать активным и принять участие в образовании новых термостойких продуктов твердения, имеющих соотношение CaO/SiO2 ≤ 1,5. Поэтому роль песка в составе цемента состоит в минимизации отрицательных последствий перекристаллизационных процессов, их компенсации за счет образования новых продуктов твердения. Однако при этом очень важно избежать образования фазы -гидрата C2S, приводящей к наибольшим сбросам прочности [5, 15–17]. Поэтому управление кинетикой фазообразования твердеющего камня является одной из наиболее важных задач.

Рис. 3. Влияние дезинтеграторной обработки цемента на структуру пор получаемого камня (Т = 22 °С)

Fig. 3. Cement disintegrator treatment influence on the obtained stone pore structure (T = 22 ° C)

При высоких соотношениях CaO/SiO2 образованию термостабильных низкоосновных гидросиликатов кальция всегда предшествует появление высокоосновных, последовательно переходящих в другие, менее основные соединения, что непременно сопровождается снижением прочности камня. Поскольку цепь фазовых превращений является неизбежной, исключить их опасные последствия можно ускорением фазовых переходов, с тем чтобы они проходили в наиболее ранние сроки твердения, когда структура камня в меньшей степени реагирует на возникновение новой структуры.

Кремнеземистый компонент является труднорастворимым, и его растворение лимитируется межфазовым переходом твердого вещества в раствор, тогда как известь СаО легко растворима. Это означает, что песок, растворяясь, переходит в раствор, в котором всегда содержится известь. Взаимодействие между Са(ОН)2 и SiO2 идет непосредственно на поверхности кремнезема в условиях высоких концентраций Са(ОН)2 с образованием соединений, богатых известью, т. е. высокоосновных гидросиликатов кальция [16–17].

При наличии в системе свободного гидроксида кальция первоначально образовавшиеся гидросиликаты кальция типа С2Sh3 по истечении времени их устойчивого существования начнут перекристаллизовываться в другую, богатую известью фазу С2SH(А). Двухосновные гидросиликаты С2SH(А) обладают слабой структурообразующей способностью, низкой удельной поверхностью и имеют малое число контактов срастания, потому переход системы в С2SH(А) сопровождается значительным сбросом прочности. Фаза С2SH(А) в дальнейшем может переходить в СSH(В) [17].

Фазовые переходы сопровождаются изменениями объема твердой фазы от ступени к ступени:

  

где над стрелками показаны значения отношений объемов последующей фазы к объему предыдущей [16]. Из данной цепочки видно, что межфазовые переходы C2Sh3 → С2SH(А) и тоберморит → ксонотлит сопровождаются значительным уменьшением объема твердой фазы, приводящим к возникновению внутренних напряжений в камне и увеличению его пористости при неизменном внешнем объеме камня. Кроме того, каждая последующая фаза, кроме СSH(В), представлена более крупными кристаллами с меньшим числом контактов срастания между собой. Рассмотренные фазовые переходы представляют собой результат термической коррозии, а эффекты, сопровождающие их, приводят к деструкции тампонажного камня.

Существует несколько путей образования термодинамически устойчивых гидросиликатных структур, состоящих из СSH(В): 

1) одностадийный: 

 

2) двухстадийный:

 

Чем больше стадий получения конечной фазы, тем ниже прочность камня. Однако, поскольку на начальной стадии твердения всегда будут образовываться высокоосновные гидросиликаты кальция С2Sh3, часть гидросиликатов кальция типа СSH(В) может быть получена либо в одну, либо в две стадии. Поэтому следует стремиться к более быстрой смене лимитирующей стадии процесса гидратации для получения минимального количества гидратов СSH(В) по двухстадийной схеме. Исключение из цепочки превращений фазы С2SH(А), приводящей к знакопеременным изменениям объема твердой фазы камня и «расшатывающей» его структуру и к тому же обладающей низкой прочностью, позволяет улучшить физико-механические свойства камня [16, 18]. Следовательно, следует задать такие параметры твердеющей системы для конкретной температуры, чтобы она избежала перекристаллизации в С2SH(А).

В связи с этим задачу повышения термостойкости цемента можно формулировать как максимальное замедление скорости поступления СаО в раствор, для того чтобы ее количество в нем всегда было меньше количества SiO2.

Замедлить скорость поступления Ca(OH)2 в раствор можно, заменив в цементе высокоактивный C3S на менее активный C2S α- или β-модификации [14].

Увеличение скорости поступления SiО2 в раствор возможно за счет увеличения его содержания в составе цемента или повышения его активности.

Для паронагнетательных скважин важным свойством цементного камня является его термостойкость, которую следует определять при циклических термобарических испытаниях при температуре 200 °С и давлении 3–5 МПа, что соответствует реальным условиям скважин с продолжительностью цикла не менее 72 ч. Количество циклов должно быть не менее пяти. После каждого цикла должны определяться прочность на изгиб и сжатие, а также проницаемость цементного камня. Предел прочности камня после всех циклов испытаний должен быть не ниже требований ГОСТ 1581-96, причем в конце испытаний должна проявляться тенденция к последующему набору прочности.

Начиная с 2010 г. на Альшачинском месторождении при креплении скважин в качестве тампонажного материала используется тампонажный цемент марки ЦТ ACTIVE II-160 KM, выпускаемый ООО «Цементные Технологии» [19], при разработке которого были учтены все рассмотренные теоретические предпосылки, а параметры раствора и камня максимально соответствуют предъявляемым требованиям.

Специфика производства ООО «Цементные Технологии» позволяет обеспечить дезинтеграторную активацию и комплексную модификацию цементов. В итоге это позволяет увеличить количество добавок в материале без потери технологических свойств раствора и камня, регулировать температурный диапазон применения цементов, обеспечить заводское изготовление любых многокомпонентных (до 9 ингредиентов) смесей.

Дезинтеграторная обработка тампонажных материалов и их составляющих является одним из перспективных методов повышения их активности [20, 21].

Выше указывалось, что для получения термостойких продуктов твердения необходимо, чтобы количество кремнезема в зоне реакции превышало количество гидроксида кальция. Простым повышением удельной поверхности кремнезема не удается компенсировать недостаток кремнезема в жидкой фазе и обеспечить образование низкоосновных гидросиликатов кальция. Применение аморфизированных модификаций кремнезема, обладающих повышенной растворимостью при температурах ниже 100 °С, влечет повышение водоцементного отношения, снижение плотности или загущение получаемого раствора.

Дезинтеграторная обработка помимо увеличения удельной поверхности песка обеспечивает его механохимическую активацию, результатом чего становится более дефектная структура материалов, обладающая повышенной способностью к процессам растворения.

Об изменении поверхностной структуры материалов свидетельствуют проведенные нами электронно-микроскопические исследования кварцевого песка. При этом исследовался кварцевый песок, подвергнутый дезинтеграторной активации при скоростях соударения частиц 180–200 м/с, который сравнивался с неактивированным песком.

Рассмотрение поверхности неактивированных и активированных частиц песка показало существенную разницу (рис. 1, 2). Неактивированный кремнезем имеет плотную бездефектную поверхность. Поверхность активированного песка имеет множество дефектов различной формы, что предопределяет наличие на них множества разорванных связей и некомпенсированных зарядов, обеспечивающих высокую реакционную способность кремнезема.

Подтверждением повышенной активности кремнезема после механохимической активации являлись результаты оценки скорости его взаимодействия с гидроксидом кальция при различных температурах, проведенные с различными кремнеземсодержащими веществами (кварцевый песок, горелая порода и зола ТЭЦ) [21].

Эксперименты показали, что более интенсивно процесс связывания СаО идет в смесях с добавкой золы и песка, предварительно обработанного в дезинтеграторе. При этом наблюдается общая тенденция к ускорению фазообразования с повышением температуры. Фазовый состав продуктов твердения представлен кроме гидроксида кальция и кремнезема следующими минералами: С2Sh3, C4Ah23, СSH(B), C3ASxH(6–2x).

Экспериментально было показано, что дезинтеграторная обработка цемента существенно влияет на структуру получаемого цементного камня. При практически одинаковой общей пористости 24,5 % при ручном смешении компонентов и 22 % после дезинтеграторной обработки цемента существенно изменилось распределение пор по размерам (рис. 3). У образцов цементного камня, полученного из цемента, обработанного в дезинтеграторе, основной объем пор находится в пределах 60–800 , тогда как у камня, приготовленного из обычного цемента, значительная часть пор находится в пределах 1500–8000 .

Задачи, решаемые комплексной модификацией цементов, позволяют обеспечить кольматацию поглощающих пластов фиброй, повышение удароустойчивости камня, эффект расширения камня, а также минимизировать время между окончанием цементирования и началом твердения.

Влияние армирования цементов базальтовой фиброй на удароустойчивость и проницаемость цементного камня показаны в таблицах 1, 2.

Проведенные термоциклические испытания, результаты которых приведены в таблице 3, показали, что при их проведении не обнаружено сбросов прочности, характерных для термической коррозии.

Анализ дифрактограмм и термограмм показал, что в испытуемых образцах не обнаружено свободного гидроксида кальция и высокоосновных гидросиликатов кальция, что свидетельствует о завершении процессов формирования низкоосновных гидросиликатов кальция. Это означает невозможность протекания в указанных образцах процессов межфазовой перекристаллизации и свидетельствует о высокой термической стойкости полученного цементного камня.

За время использования ЦТ ACTIVE II-160 KM обсадные колонны зацементированы более чем на 135 скважинах и использовано 22,5 тыс. т цемента. Некоторые сравнительные данные по результатам цементирования приведены в таблице 4.

По результатам внедрения прорывы пара на данных скважинах отсутствуют. При цементировании не выявлено внештатных ситуаций, связанных с физико-механическими свойствами термостойкого цемента.

Средний коэффициент оценки качества цементирования по методике, принятой в ПАО «Татнефть», составил К15 = 0,87 [22].

Таблица 1. Влияние армирования цемента на удароустойчивость камняTable 1. Cement reinforcement influence on the stone resistance

Тампонажный материал Cementing material	Удельная ударная вязкость разрушения, Дж/см3 Specific impact crack resistance, J/cm3
	В/Ц = 0,4 Water to cement ratio by weight (W/C) = 0.4			В/Ц = 0,5 W/C = 0.5			В/Ц = 0,6 W/C = 0.6
	Содержание фибры, % Fibre content, %			Содержание фибры, % Fibre content, %			Содержание фибры, % Fibre content, %
	0,1	0,2	0,5	0,1	0,2	0,5	0,1	0,2	0,5
Время твердения – 7 сут Hardening time – 7 days
Портландцемент армированный Reinforced artificial cement	0,11	0,14	0,18	0,09	0,12	0,15	0,07	0,09	0,13
Портландцемент Artificial cement	0,06			0,05			0,04
Время твердения – 28 сут Hardening time – 28 days
Портландцемент армированный Reinforced artificial cement	0,14	0,16	0,18	0,12	0,15	0,17	0,09	0,12	0,14
Портландцемент Artificial cement	0,08			0,06			0,04

Таблица 2. Влияние армирования цемента на проницаемость полученного камняTable 2. Cement reinforcement influence on the resulting stone permeability

Время твердения, сут Hardening time, days	Проницаемость, мД при содержании фибры в цементе Permeability, mD at fibre content in cement
	0	0,01	0,05	0,1	0,5
2	190,5	152,2	131,2	110,1	77,1
7	11,5	9,6	6,7	4,7	3,3
15	4,4	4,2	4,2	3,5	2,9

Таблица 3. Результаты термоциклических испытаний ЦТ ACTIVE II-160 KM

Table 3. Results of thermal cycling tests for CТ ACTIVE II 160 KM

Этап Stage	Условия проведения этапа Terms of the stage	Т, ч Т, hour	σ сж., МПа σ  cmp., МPа
Затворение раствора Solution mixing	Нормальные, В/Ц= 0,5 Standard, W/C= 0.5
Твердение Hardening	По ГОСТ Acc. to GOST	48	4,78
Нагрев Heating	Р = 30 МПа, Т = 200 °С Р = 30 МPа, Т=200 °С	2–3
Выдержка при Т Aging @ Т	–//–	72
Охлаждение Cooling	Остывание, испытания (цикл 1) Cooling, test (cycle 1)	12	6,13
Нагрев Heating	Р = 30 МПа, Т = 200 °С Р = 30 МPа, Т = 200 °С	2–3
Выдержка при Т Aging @ Т	–//–	72
Охлаждение Cooling	Остывание, испытания (цикл 2) Cooling, test (cycle 2)	12	13,53
Нагрев Heating	Р = 30 МПа, Т = 200 °С Р = 30 МPа, Т = 200 °С	2–3
Выдержка при Т Aging @ Т	–//–	72
Охлаждение Cooling	Остывание, испытания (цикл 3) Cooling, test (cycle 3)	12	16,70

Таблица 4. Результаты применения различных цементов при креплении скважин

Table 4. Results of application of various cements for wells casing

ПЦТ I-G-CC-1		ПЦТI-G-CC-1 + 30 % песок ПЦТI-G-CC-1 + 30 % sand		МСЦ ПЦТ I-G-CC-1 + ЦТ ACTIVE II-160 KM МСЦ ПЦТ I-G-CC-1 + Cement ACTIVE II-160 KM		ЦТ ACTIVE II-160 KM без вращения э/к Cement ACTIVE II-160 KM w/o casing string rotation		ЦТ ACTIVE II-160 KM с вращением э/к Cement ACTIVE II-160 KM with casing string rotation
Кол-во скв. Q-ty of wells	К15	Кол-во скв. Q-ty of wells	К15	Кол-во скв. Q-ty of wells	К15	Кол-во скв. Q-ty of wells	К15	Кол-во скв. Q-ty of wells	К15
6	0,67	2	0,66	4	0,7	3	0,79	15	0,91

neftegas.info

Территория Нефтегаз № 10 2016

В пределах Индосинийской эпимезозойской платформы выделяется Таиландский щит, окруженный с северо-востока, юга и юго-запада осадочными бассейнами, которые рассматриваются как Вьетнамская эпимезозойская плита, бльшая часть которой находится в территориальных водах Вьетнама. Современное тектоническое строение плиты обусловлено сдвиг-раздвиговыми дислокациями, сформировавшимися за счет напряжений сжатия, над которыми закладывались и развивались рифтогенные прогибы. Шонгхонгский прогиб расположен на северо-северо-востоке Вьетнамской плиты. Системой сбросов он разделен на три основные зоны, вытянутые в северо-западном направлении (с востока на запад): Северо-Восточный борт, Центральная впадина (депоцентр) и Юго-Западный борт, представляющий наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности. В пределах Юго-Западного борта выделены три тектонические ступени. C точки зрения нефтегазоносности наиболее благоприятна третья тектоническая ступень, приуроченная к западной части борта. В статье показано, что сдвиг-раздвиговые дислокации, обусловившие современный тектонический облик региона, играют двоякую роль в оценке перспектив нефтегазоносности региона. С одной стороны, они способствуют формированию коллекторского пространства, т. е. оказывают благоприятное воздействие, с другой – формируют зоны сквозной разгрузки пластовых флюидов. Наличие сквозных зон разгрузки отрицательным образом сказывается на сохранности залежей нефти и газа. С учетом как положительных, так и отрицательных факторов наиболее благоприятными для проведения дальнейших геологоразведочных работ являются антиклинальные поднятия Дай Банг и Хай Ен, расположенные на третьей тектонической ступени Юго-Западного борта Шонгхонгского прогиба.

Ключевые слова: перспективы нефтегазоносности, тектоническое строение, Шонгхонгский прогиб.

HTML

Длительная геодинамическая эволюция Индокитайского полуострова и Зондского шельфа на протяжении мезозойского времени привела к оформлению Индосинийской эпимезозойской платформы Юго-Восточной Азии. К подобным платформам также относятся Верхояно-Колымская и Дальневосточная области России, образующие в совокупности своеобразный пояс мезозоид, протянувшийся по восточной окраине Азиатского материка с севера на юг в субмеридиональном направлении на расстоянии около 8 тыс. км.

Мезозоиды, как правило, характеризуются горным рельефом и повышенной тектонической активностью, что объясняется их близким расположением к современным активным зонам земной коры: спрединговым окраинным морям, зонам субдукций, т. е. к активным границам литосферных плит. В пределах мезозоид на суше практически не встречаются области, где мезозойский фундамент перекрывается типичным платформенным осадочным чехлом. По этой причине мезозоиды рассматриваются обычно как сравнительно молодые горноскладчатые области, не представляющие большого интереса в нефтегазоносном отношении.

Если же трактовать мезозоиды как эпимезозойские платформы, где есть области выхода фундамента на дневную поверхность, а есть области, где фундамент погружен и перекрыт чехлом (т. е. плиты), то перспективы их нефтегазоносности существенно возрастают. Такие молодые платформы можно рассматривать в качестве перспективных нефтегазоносных регионов, в пределах которых есть все основания ожидать открытия новых нефтегазоносных провинций и областей. С этой позиции переквалификация мезозоид из горноскладчатых областей в платформы имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение.

Анализ имеющихся геолого-геофизических и геоморфологических данных, а также геодинамические реконструкции как раз и позволяют выделить в пределах исследуемого региона Индосинийскую эпимезозойскую платформу, тектоническим центром которой является Индосинийский древний блок земной коры, выраженный в географическом отношении Индокитайским полуостровом (рис. 1).

По аналогии с древними платформами области выхода на поверхность фундамента следует рассматривать как щиты. В нашем случае это Таиландский щит, с учетом того, что территориально его бльшая часть является принадлежностью Таиланда. Возраст щита главным образом относится к архей-протерозою, однако по периферии он оправлен молодыми мезозойскими гранитоидными комплексами, образующими в рельефе системы невысоких гор.

С северо-востока, юга и юго-запада Таиландский щит окружен осадочными бассейнами, которые в настоящее время являются шельфовыми зонами. Совокупность осадочных бассейнов, окружающих Таиландский щит, предлагается рассматривать как Вьетнамскую эпимезозойскую плиту, бльшая часть которой находится в территориальных водах Вьетнама. Фундамент плиты сложен преимущественно гранитоидными породами мелового возраста, однако в его составе могут быть и более древние фрагменты коры, в частности доломитизированные известняки позднего девона на северном шельфе Вьетнама (Шонгхонгский прогиб).

Тектоническая архитектура Вьетнамской плиты определяется системами сдвигов и раздвигов (pull-apart), над которым закладывались и развивались рифтогенные прогибы (рис. 2). Подчеркнем, что процессы рифтогенеза, столь характерные для шельфа Вьетнама, носили пассивный характер и связаны с развитием сдвиговых дислокаций. Как правило, бортовые зоны прогибов осложнены листрическими сбросами, по которым происходили оседание и оползание тектонических блоков.

К рифтогенным прогибам, выделяемым в пределах Вьетнамской плиты, отнесены Ханойский, Шонгхонгский, Кыулонгский, Южно-Коншонский, Меконгский, Паттани и Малайский прогибы (рис. 2).

Для молодых, активных в геодинамическом отношении структур земной коры определяющим условием их современного строения и развития является тектонофизическое поле, которое обусловливается геодинамическими напряжениями в данном регионе. Формирование адекватной тектонофизической модели способствует правильному пониманию геологического строения и нефтегазоносности регионов, что имеет большое практическое значение. Вьетнамская эпимезозойская плита является как раз таким регионом, где тектонофизические напряжения предопределяют современное геологическое строение и особенности нефтегазонакопления.

Традиционно считается, что геологическое строение и развитие шельфа Вьетнама протекало под доминирующим влиянием рифтогенных процессов. Заложение основных прогибов вьетнамского шельфа (Шонгхонгского, Кыулонгского, Южно-Коншонского) явилось результатом проявления растягивающих тектонических напряжений. Следствием этого являлось характерное строение бортовых частей прогибов, состоящих из горстообразных приподнятых блоков и разделяющих их грабенообразных прогибов.

Рифтогенная модель геологического строения шельфа Вьетнама является доминирующей, но не имеющей убедительного объяснения. В частности, непонятно, что же явилось причиной возникновения столь большого числа рифтогенных прогибов в исследуемом регионе, каковы причины появления самих рифтов. По нашим данным, нет доказательств процессов их расширения.

Изучение геодинамической эволюции и геодинамических напряжений, господствовавших на Зондском шельфе в меловой, палеогеновый и неоген-четвертичный периоды, показывает, что преобладающим видом напряжений было напряжение сжатия, а не растяжения.

Системой сбросов сдвигового типа Шонгхонгский прогиб разделен на три основные зоны, вытянутые в северо-западном направлении (с востока на запад): Северо-Восточный борт, Центральная впадина (депоцентр) и Юго-Западный борт (рис. 3).

Юго-Западный борт включает моноклиналь Тханьнгхе, горстообразное поднятие Ки Ань, грабен Ань Ву, впадину Хуэ и горстообразное поднятие Дананг.

Наряду с крупными горстообразными поднятиями в пределах Юго-Западного борта, как наиболее изученного, картируется ряд более мелких структур, которые можно рассматривать как антиклинальные складки, – это поднятия Бач Чи, Носорог, Белый Лев, Зебра, Жаворонок и др. На некоторых из них пробурены скважины. Возможно, эти структуры представляют собой складки облекания, ограниченные по склонам разрывными нарушениями. Характерной особенностью является высокая амплитуда складок (до 1,5 км) по докайнозойскому фундаменту с существенным сокращением амплитуды по кайнозойским отложениям.

Юго-западный борт Шонгхонгского прогиба системами сдвиговых дислокаций поделен на три тектонические ступени – I, II, III. C точки зрения нефтегазоносности наиболее благоприятна III тектоническая ступень. Она гипсометрически наиболее опущена. К этой ступени приурочено два крупных поднятия – Дай Банг и Хай Ен.

Северо-Восточный борт Шонгхонгского прогиба состоит из моноклинали Хайфон-Халонг, горста Батьлонгви, одноименного поднятия, горста Читон (на юге прогиба) и ряда других моноклиналей и горстовидных поднятий в китайской части акватории. Структурное выражение их аналогично структурам Юго-Западного борта прогиба (рис. 3).

Сравнивая между собой бортовые зоны прогиба, следует отметить, что Северо-Восточный борт в настоящее время более погружен по сравнению с Юго-Западным бортом, перепад высот по кровле фундамента составляет до 3 км. Такая ситуация возникла в плиоцен-четвертичное время, когда Северо-Восточный борт испытал прогибание большей амплитуды. В настоящее время мощность плиоцен-четвертичных отложений на Северо-Восточном борте составляет более 3 км, а на Юго-Западном – около 0,5 км.

Тектонические нарушения сбросового типа на Северо-Восточном борте, как правило, затухают в миоцен-плиоценовых отложениях и выше по разрезу не прослеживаются, в то время как на Юго-Западном борте (кроме наиболее погруженной III ступени) эти нарушения рассекают весь осадочный чехол и выходят на дно моря, создавая сквозные каналы миграции для разгрузки подземных флюидов. Все это позволяет более высоко оценить перспективы нефтегазоносности Северо-Восточного борта Шонгхонгского прогиба по сравнению с его Юго-Западным бортом за счет наличия более благоприятных условий для сохранности залежей углеводородов.

Центральная часть прогиба Шонгхонг (депоцентр) наименее изучена (рис. 3). Она характеризуется сравнительно редкой сетью сейсмических профилей и практически отсутствием скважин. В районе поднятий Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг степень изученности существенно возрастает. Однако проведенные сейсмические исследования 2D выполнялись с использованием коротких сейсмических кос (2–3 км), а 3D – с косами 4 км, что позволило более-менее достоверно изучить осадочный чехол только на глубину около 3 км, т. е. плиоцен-плейстоценовой комплекс. Пробуренные скважины глубиной в пределах 2 км также были нацелены на эти отложения.

В результате миоценовые образования, представляющие здесь наибольший интерес в нефтегазовом отношении, оказались практически не исследованы.

Тектоническое строение Центральной части Шонгхонгского прогиба в настоящее время представляется в виде моноклинально падающих пластов плиоцен-плейстоценового возраста. Вероятно, такой же структурно-тектонический облик имеют и миоценовые отложения.

Монотонную тектоническую картину депоцентра Шонгхонгского прогиба осложняют антиклиналеподобные структуры, выявленные в его центральной части (поднятия Бао Ванг, Бао Чанг, Бао Ден и др.), которые и являлись объектами геолого-разведочных работ на протяжении последних лет. Здесь были сконцентрированы сейсмические исследования 2D и 3D, пробурено 8 скважин, а в последние годы проведены электроразведочные работы на предмет прямых поисков залежей углеводородов. Несмотря на сравнительно высокую концентрацию геофизических и буровых работ на поднятиях Бао Ванг, Бао Чанг и Бао Ден, однозначного понимания их геологической природы до сих пор нет. В нашей интерпретации это погребенные вулканы, основная деятельность которых протекала в плиоцен-плейстоценовое время [1].

Важное значение для нефтегазоносности имеют коллекторские свойства продуктивных отложений. В пределах исследуемого региона промышленная нефтегазоносность связана с отложениями позднего палеозоя, олигоцена, миоцена и плиоцен-плейстоцена. Во всех случаях емкостное пространство осложняется трещиноватостью, возникшей в результате деятельности разломов сдвиг-раздвигового типа.

Отложения позднего палеозоя (верхний девон – нижний карбон), вскрытые скважиной VGP-112-PR-1X, были изучены методом рентгеновской томографии. Установлено, что карбонатные породы имеют межзерновые поры (до 10 мкм), которые могут быть связаны тончайшими каналами. Более важную роль в коллекторском потенциале этого комплекса играют трещины и каверны. Трещины направлены поперек напластования, имеют ширину до 0,5–1 мм, а каверны достигают в диаметре до 2 мм. Иногда пустоты, трещины и биологические формы заполнены пиритом, что снижает фильтрационно-емкостные свойства этих пород. В целом коллектор карбонатной толщи позднего палеозоя можно классифицировать как трещинно-каверново-поровый.

Олигоценовый комплекс характеризуется исключительно терригенными коллекторами. По каротажным данным, средние значения открытой пористости составляют 8 и 10 %. Породы крепкие, проницаемость коллекторов низкая. Коллекторы относятся к поровому типу. Не исключено развитие в них и систем трещин, которые могут повысить коллекторский потенциал этих отложений.

Миоценовый комплекс сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, среди которых встречаются карбонатные породы. Коллекторы могут быть представлены как терригенными породами (песчаниками), так и карбонатами.

Карбонатные коллекторы нижнего миоцена вскрыты в двух скважинах блока 112 (скв. 112-BT-1X-RDR и скв. 112-НО-1X) суммарной мощностью 17–65 м. Отложения представлены известняками мелкозернистыми, содержащими фрагменты органических остатков. Пористость изменяется от 2,4 до 23,9 %, проницаемость – от 0,01 до 37 мД. Мощность колеблется от 23  до 70 м. По типу порового пространства коллекторы относятся к трещинно-каверново-поровым.

Терригенные коллекторы нижнего миоцена состоят из песчаников светло-серого цвета, мелко-среднезернистых, крепких. Цемент карбонатный, глинистый и мергельный. Мощность отдельных пластов песчаника колеблется в пределах 2–12 м. Значения открытой пористости составляют по скважине 112-ВТ-1Х-RDR – 7–14 %, а по скважине 112-AV-1Х изменяются от 24 до 30 %. Проницаемость определена в пределах 0,1–49 мД. Коллекторы относят к поровому типу.

Терригенные коллекторы среднего и верхнего миоцена представлены песчаниками и встречены во всех пробуренных в блоке 112 скважинах. Мощности отдельных пластов песчаника меняются в пределах 0,5–22 м, составляя в основном 2–6 м. Пористость коллекторов варьирует в интервале 12–24 %, проницаемость – в пределах 0,1–14 мД, в отдельных случаях достигает 140–172 мД. По типу порового пространства коллекторы традиционно относят к поровым.

Однако, по данным рентгеновской томографии, породы миоцен-плейстоцена разбиты трещинами. В ряде случаев они заполнены пиритом, что говорит о том, что системы трещин могли существовать в пластовых условиях и по ним происходила миграция флюида. По нашему мнению, существование таких трещин в миоцене (а далее будет показано, что они имеются и в плиоцен-плейстоценовых отложениях) является следствием активных проявлений сдвиговых деформаций по Центральному сдвигу Шонгхонгского прогиба, вдоль которого вытянуты разбуренные структуры Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг. Поэтому тип коллектора в миоценовых отложениях, возможно, следует рассматривать как порово-трещинный. Это обстоятельство необходимо учитывать при дальнейшей разработке месторождений.

Плиоцен-плейстоценовый комплекс наиболее доступен для бурения в пределах исследуемого региона. Он представлен преимущественно глинами и аргиллитами, переслаивающимися с алевролитами. В ареале района работ предполагается развитие и песчаных пород. Потенциальными коллекторами в отложениях плиоцен-плейстоцена являются русловые песчаники, отложения конусов выноса и турбидитовые тела. Коллекторы относятся к поровому типу. Коллекторы такого типа содержат значительные залежи газа на структурах группы Ле Донг (акватория КНР). Значения открытой пористости по отложениям плейстоцена колеблются от 28 до 37,6 %, по отложениям плиоцена – от 23 до 33 %. Проницаемость – от 10,8 до 35,4 мД.

Данные рентгеновской томографии, полученные нами, также указывают на широкое развитие в плиоценовых отложениях систем трещин, иногда заполненных пиритом. Наличие трещин практически по всем осадочным комплексам повышает емкостные свойства отложений, но снижает их роль как возможных покрышек.

Разгрузка пластового флюида наиболее часто проявляется вдоль разломов Шонгтяи и Центрального, несмотря на то что отложения миоцена и плейстоцена представлены глинистыми образованиями. Этот эффект, по нашему мнению, достигается по причине наличия сопутствующей трещиноватости пород (даже глинистых) при сдвиг-раздвиговых усилиях.

Доказательством сквозной вертикальной разгрузки пластового флюида могут служить сейсмические профили, пересекающие разломы Шонгтяи и Центральный. В частности, на профиле, проведенном вкрест простирания структуры Бач Чи, четко фиксируется зона разгрузки, выраженная рассеиванием упругой сейсмической волны. Зона разгрузки прослеживается через весь осадочный чехол и выходит на поверхность морского дна. На другом профиле GT93-219, проходящем через структуру Дай Банг, разлом затухает в кровле позднемиоценовых отложений. До этого уровня прослеживается и область разгрузки, выраженная на сейсмическом профиле субвертикальной зоной рассеивания сейсмической упругой волны. Отсюда следует, что по мере удаления от главного сдвиг-раздвигового разлома Шонгтяи тектонические усилия ослабевают, и зона разгрузки уже не захватывает весь чехол и ограничивается лишь нижними секциями чехла.

Аналогичная ситуация сложилась и вдоль Центрального разлома сдвиг-раздвигового типа, к которому приурочены поднятия Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг. На сейсмических профилях четко фиксируются зоны рассеивания упругой волны, которые мы отождествляем с зонами разгрузки пластовых флюидов (рис. 4). Зоны разгрузки проходят через все горизонты осадочного чехла и выходят на поверхность морского дна, что говорит о сквозной разгрузке, что отрицательным образом сказывается на сохранности залежей углеводородов.

В ряде случаев удается зафиксировать истечения углеводородного флюида на морскую поверхность. Известно, что подобное высачивание создает на поверхности моря тонкие пленки углеводородов, которые бывают незаметны для простого «глаза». Однако космические снимки способны фиксировать эти явления, поскольку углеводородная пленка образует так называемые слики, заметные с большого расстояния.

В частности, на космическом снимке, который захватывает зону Тонкинского залива, приуроченную к разлому Шонгтяи, видно скопление черных точек, вытянутых вдоль этого разлома. Это не что иное, как слики на поверхности воды, возникшие в результате разгрузки пластовых углеводородных флюидов на поверхность моря вдоль сдвиг-раздвигового разлома Шонгтяи.

Таким образом, по данным различных методов исследований устанавливается наличие зон сквозной разгрузки пластовых флюидов, приуроченных к разломным зонам. В случаях, когда разломы затухают в осадочном чехле, зона разгрузки не имеет сквозного характера.

Наличие сквозных зон разгрузки отрицательным образом сказывается на сохранности залежей нефти и газа и является негативным фактором процесса нефтегазонакопления в земной коре.

Следовательно, при определении степени перспективности в нефтегазовом отношении различных регионов необходимо учитывать не только созидательные, но и разрушающие факторы нефтегазонакопления. С этой точки зрения наиболее благоприятными для проведения дальнейших геологоразведочных работ являются антиклинальные поднятия Дай Банг и Хай Ен, расположенные на третьей тектонической ступени Юго-Западного борта Шонгхонгского прогиба.

neftegas.info

Территория Нефтегаз № 4 2017

ситуации особое внимание следует уделять не только измерению дебита продукции, но и регистрации наличия и оценке количества примесей в потоке в целях выбора оптимальных режимов работы скважин. В связи с этим особую актуальность и значимость приобретают методы и технические средства измерения расхода фаз, разработанные учеными факультета автоматики и вычислительной техники РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Приводится описание основного измерительного элемента разработанных информационно-измерительных систем – скважинного измерительного модуля и принципов, положенных в основу его работы, а также схема регистрации сигналов для каналов контроля примесей. Разработаны информационные модели, функционально связывающие количество примесей в потоке с параметрами потока и значениями выходных сигналов соответствующих измерительных каналов. Проведены исследования термостабильности характеристик усовершенствованного измерительного преобразователя и всех электронных блоков, входящих в состав системы контроля параметров. В результате были отмечены хорошая устойчивость разработанных систем к неблагоприятным внешним температурным воздействиям и высокая температурная стабильность измерительных каналов. В заключение отмечается перспективность предлагаемых подходов для решения поставленной задачи комплексного контроля параметров продукции скважин.

Ключевые слова: многофазные потоки, информационно-измерительные системы, спектрометрический метод измерения расхода, многопараметрический измерительный преобразователь, температурная стабильность, измерение расхода, расход примесей.

Ссылка для цитирования: Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Гавшин М.А., Попова Я.Д. Комплексный контроль параметров продукции эксплуатационных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 4. С. 12–19.

HTML

В статье рассматриваются пути решения задачи оперативного контроля режимов работы газовых и газоконденсатных скважин, характеризующихся потоками с большими газовыми факторами.

По своей природе продукция скважин является многофазной средой. В потоке газовых скважин присутствует конденсационная вода, а на месторождениях с падающей добычей отмечается наличие пластовой воды и абразивных примесей. В таких условиях не только осложняется процесс измерения расхода многофазного потока, но и может происходить разрушение технологической обвязки скважин, сборных коллекторов, а также самих измерительных устройств. Контроль режимов работы газоконденсатных скважин требует измерения расхода как газовой, так и жидкостной фаз с регистрацией наличия примесей различной природы. В дополнение к перечисленному также необходим контроль термобарических параметров продукции.

Измерение расхода многофазных потоков изначально представляет собой непростую задачу как с методической, так и с технической точки зрения. Эта проблема осложнена и непростыми климатическими условиями, в которых эксплуатируется большое количество скважин в Российской Федерации.

Применение однофазных расходомеров в присутствии второй фазы обычно приводит к появлению грубых ошибок в результатах измерений дебита скважины и получению недостоверной информации о режиме работы скважин [1].

Использование классических сепарационных установок для измерения расхода фаз на каждой скважине представляется малоэффективным и при этом требует большого количества материальных, временных и людских ресурсов. Кроме того, сепарационная установка не позволяет регистрировать наличие абразивных примесей, которые могут приводить к разрушению ее отдельных узлов. К тому же режимы работы скважины в сборный коллектор и на сепаратор могут существенно различаться.

Компактные специализированные устьевые установки, включающие сепарационные модули, среди которых в качестве примера можно отметить продукцию фирмы Agar, также не позволяют осуществлять контроль полного перечня устьевых параметров продукции скважин, являясь компактными по массогабаритным характеристикам весьма условно. Применение такого рода установок оправданно на высокодебитных нефтяных скважинах в приемлемых климатических условиях, существенно отличающихся по температурному режиму от условий месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера России.

Известные зарубежные бессепарационные системы контроля, ориентированные на измерение параметров многофазного потока (Schlumberger, Roxar, Pietro Fiorientini и пр.), в большинстве случаев невозможно использовать для непрерывного контроля режимов работы скважин месторождений Крайнего Севера и Западной Сибири ввиду сложных климатических и особых геолого-технических условий [1]. Такого рода установки более эффективно применять для исследования скважин.

Отметим также, что расходомеры, которые могут измерять расходы фаз потоков с высокими газовыми факторами, на мировом рынке практически не представлены. Вместе с тем в таких условиях работает подавляющее большинство газовых и газоконденсатных скважин месторождений России.

Из отечественных оригинальных разработок можно выделить многофазный расходомер РГЖ-001-01 конструкции ФГУП «ФНПЦ НИИИС им. Ю.Е. Седакова». Этот расходомер предназначен для измерения расхода фаз газоконденсатных скважин.

Испытания расходомеров РГЖ-001 в промысловых условиях показали, что они отвечают требованиям, предъявляемым к средствам технологического контроля режима работы скважин [2]. При этом расходомер имеет и существенные недостатки – немалую массу (более 100 кг), питание напряжением 220 В и относительно высокую потребляемую мощность (около 100 Вт).

В связи с изложенным особую актуальность и значимость приобретают исследования и разработки ученых факультета автоматики и вычислительной техники РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, направленные на создание и совершенствование методов и технических средств измерения расхода фаз высокоскоростных потоков с высокими газовыми факторами.

Разработанные и вновь создаваемые на основе спектрометрического метода [3] системы серии «Поток» [4] позволяют при эксплуатации скважин определять и поддерживать оптимальный режим работы по производительности (расходу фаз) и выносу примесей, чтобы, с одной стороны, не допустить скопления примесей на забое и образования водо-песчаных пробок, а с другой – не допустить лавинообразного выноса примесей и, как следствие, разрушения скважинного оборудования и создания аварийных ситуаций. Такое обеспечение контроля выноса примесей, наряду с измерением дебита и термобарических параметров основной продукции, является необходимым условием для установления и поддержания эффективной безаварийной эксплуатации скважин и месторождения в целом.

Заметим, что контроль всех перечисленных параметров осуществляется единой измерительной системой, имеющей малую массу (суммарная масса оборудования составляет менее 10 кг), ограниченные габариты и низкое энергопотребление. На рис. 1 представлена система контроля «Поток-5» с выносными датчиками давления и температуры, установленная на газоконденсатной скважине.

Основным измерительным элементом систем «Поток» является скважинный измерительный модуль (СИМ), включающий пьезокерамический преобразователь с электронным блоком.

СИМ предназначен для регистрации и обработки турбулентных флуктуаций давления, возникающих при движении многофазного потока через сужающее устройство специальной формы (формирователь потока регулярной структуры). Частотный спектр таких турбулентных флуктуаций давления обладает рядом информационных свойств. В спектре можно выделить частотную область, в которой интенсивность сигнала флуктуаций давления в значительной степени зависит от расхода жидкости в смеси и в меньшей – от расхода газа. Также можно выделить другую частотную область, в которой интенсивность сигнала флуктуаций давления в большей степени зависит от расхода газа в смеси и в меньшей – от расхода жидкости. На основе исследования таких зависимостей получены информационные модели расхода жидкости и газа в потоке смеси [4, 5].

Для регистрации флуктуаций давления используется специально сконструированный измерительный преобразователь [6] с пьезокерамическим чувствительным элементом. Чувствительный элемент размещается в полом металлическом цилиндре, выступающем в поток смеси.

Многолетний опыт эксплуатации систем серии «Поток» и проведенные промысловые испытания подтверждают перспективность применения спектрометрического метода для измерения расхода фаз многофазного потока [5, 7].

Скважинный измерительный модуль позволяет помимо турбулентных флуктуаций давления регистрировать удары частиц и судить о наличии песка и капельной жидкости, содержащихся в газовом потоке. Спектры соударений капельной жидкости и твердых частиц песка с поверхностью измерительного преобразователя различны, поэтому регистрируемые ударные воздействия могут быть дифференцированы.

Отметим, что уровни сигналов измерительного преобразователя в высокочастотной области, где проявляется присутствие в потоке примесей, на порядки меньше, чем в области, где регистрируются турбулентные флуктуации (пульсации) давления потока. До недавнего времени удавалось регистрировать сами факты соударений и оценивать интенсивность выноса примесей различного вида качественно – в многоуровневом индикаторном режиме. Однако ряд исследований, проведенных как на лабораторных стендах, так и в промысловых условиях [5, 8], позволяет говорить о возможности количественной оценки примесей в именованных единицах. Определение количества примесей потребовало внесения ряда конструктивных изменений как в первичный измерительный преобразователь, так и в конструкцию СИМ в целом.

Для оптимизации с точки зрения регистрации параметров ударного воздействия была предложена и исследована конструкция измерительного преобразователя на основе одного полого цилиндрического пьезоэлемента, включающего два независимых кольца на единой пьезокерамической основе. Нижняя часть предназначена для регистрации измерительных сигналов, верхняя может служить для калибровки и проверки работоспособности устройства. Пьезоэлемент устанавливается в корпусе из нержавеющей стали и закрепляется с помощью акустически прозрачного компаунда.

Исследования предложенной конструкции измерительного преобразователя на лабораторных стендах [5], создающих воздушные потоки с примесями, показали увеличение чувствительности измерительных каналов регистрации примесей обоих видов.

На рис. 2 представлены характерные частотные спектры сигнала измерительного преобразователя, установленного на лабораторном стенде, в потоке водовоздушной (а) и песковоздушной (б) среды.

Заметим, что исследования разработанного измерительного преобразователя на лабораторном стенде [6], создающем пульсации давления для частотного диапазона измерения расхода, показывают, что чувствительность этого канала практически не изменилась.

Таким образом, разработанный измерительный преобразователь является универсальным элементом измерительной системы, обеспечивающим ее функционирование как в звуковом диапазоне (для целей измерения расхода), так и в высокочастотном (для задач измерения количества примесей различного вида), решая задачу комплексного контроля расходных параметров и регистрации примесей в потоке продукции скважин.

Как видно из рис. 2, уровни сигналов в частотных областях влияния капельной жидкости и песка существенно различаются. В частотной области, характерной для регистрации примесей песка, сигнал значительно слабее.

Как показывают стендовые и промысловые эксперименты, для регистрации параметров ударного воздействия капельной жидкости для дальнейшего определения ее количественного содержания достаточно определять среднеквадратическое значение сигнала напряжения в заданной частотной полосе (рис. 2а). Для регистрации же параметров ударного воздействия песчинок определение такого параметра с достаточной степенью точности является труднорешаемой задачей ввиду низкого уровня сигнала и малого значения соотношения «сигнал/шум».

Для определения содержания песка была предложена и реализована иная схема регистрации параметров ударного воздействия. Идея определения параметров ударного воздействия песчинок проиллюстрирована на рис. 3. В таком сигнале визуально можно выделить затухающие импульсы, соответствующие ударам песчинок о чувствительный элемент. Они могут различаться не только амплитудой, но и продолжительностью затухания. Для регистрации количества песка на каждое ударное воздействие можно сформировать импульсы соответствующей длительности.

По количеству импульсов можно определить количество соударений песчинок о чувствительный элемент, а с учетом сведений о средних размерах песчинок можно судить о массе песка, содержащегося в газовом потоке.

Именно из таких соображений и была построена схема электронного преобразователя, описание которой приводится на рис. 4.

Принцип работы заключается в следующем: сигнал с пьезокерамического элемента поступает на предварительный высокочастотный усилитель, а затем на активный полосовой фильтр, который выделяет и усиливает сигнал с частотными составляющими в диапазоне нескольких мегагерц. Далее сигнал поступает на усилитель-демодулятор, который формирует огибающую высокочастотного информационного сигнала ударного воздействия. Отфильтрованный и продетектированный сигнал в виде огибающей поступает на компаратор уровня, уровень срабатывания которого устанавливается выше уровня пиковых значений шумовых сигналов. Далее стоит формирователь импульсов, позволяющий сформировать на выходе импульс (прямоугольной формы) заданной амплитуды и длительности на каждое ударное воздействие, вне зависимости от его интенсивности. На выходе данного блока электронного преобразователя будет последовательность импульсов, частота следования которых соответствует количеству (в единицу времени) ударов частиц песка о корпус чувствительного узла, выступающего в поток.

Разработанные электронные преобразователи каналов регистрации примесей различного вида исследованы на лабораторных стендах, создающих воздушные потоки с примесями.

На рис. 5 и 6 представлены примеры зависимостей выходных сигналов каналов регистрации примесей от количества примесей при постоянных расходах воздуха.

В результате исследования характеристик большого количества измерительных преобразователей разработаны информационные модели, функционально связывающие количество примесей в потоке с параметрами потока и значениями выходных сигналов соответствующих измерительных каналов.

Информационная модель для определения расхода капельной жидкости: 

,                                     (1) 

где U – среднеквадратическое значение напряжения; Qв, Qг – расходы воды и воздуха, соответственно; aв, cв – неизвестные коэффициенты модели.

Информационная модель для определения удельного содержания песка: 

,                                                (2)

 

где S – удельное содержание песка; F – количество соударений песка в единицу времени; Qг – расход воздуха; aп, cп – неизвестные коэффициенты модели.

Информационные модели имеют относительно простой вид и малое количество неизвестных коэффициентов, что существенно упрощает проведение градуировки измерительных каналов.

Примеры результатов расчета количества примесей в экспериментах на лабораторном стенде по моделям (1) и (2) приведены на рис. 7 (для расхода воды) и рис. 8 (для удельного содержания песка).

В ходе проведения экспериментов расход воздуха изменялся в динамическом диапазоне около 3, расход воды – около 5, а расход песка – более 100, т. е. количество примесей изменялось в широком динамическом диапазоне.

В таких условиях приведенная среднеквадратическая погрешность для определения капельной жидкости в данных экспериментах составила около 7,5 %, а для удельного содержания песка – 2,5 %, что является удовлетворительным результатом для целей контроля содержания количества примесей в продукции скважин.

Отметим, что использование информационной модели вида (1) в упрощенном варианте (с фиксированным степенным коэффициентом Св) в промысловых условиях дало весьма хороший результат в сопоставлении с измерениями расхода воды, проведенными промысловым сепаратором [9].

Как уже говорилось, задача измерения параметров режимов работы скважин на месторождениях Российской Федерации осложняется тяжелыми климатическими условиями, изменением температуры окружающей среды в широком диапазоне, зачастую за короткие промежутки времени.

В таких условиях весьма важна температурная стабильность измерительных каналов, особенно при работе с относительно слабыми сигналами.

Все разрабатываемые измерительные преобразователи и электронные блоки, входящие в состав системы контроля, подвергаются специальным климатическим испытаниям, в ходе которых возможно оценить температурную стабильность измерительных каналов и разработанных модулей.

Ряд климатических испытаний состоит в том, что первичные пьезокерамические преобразователи после заливки компаундом в корпусе подвергаются температурным тренировкам в климатических камерах (долговременному нахождению при повышенных положительных (50 °C) и отрицательных температурах (–50 °C)) не менее двух циклов.

Далее в комплекте с электронными блоками уже скважинные измерительные модули подвергаются термоудару – практически мгновенному изменению температуры окружающей среды от –45 до 40 °C, также не менее двух циклов. Такой режим моделирует реальные температурные скачки в трубопроводе, возникающие при пуске скважины зимой после временной остановки.

На рис. 9 показаны значения выходного сигнала каналов измерения расхода и регистрации примесей при испытаниях на лабораторных стендах на одном из режимов до и после термоудара. На рис. 9а представлены значения сигнала измерительного канала расхода, на рис. 9б – измерительного канала регистрации капельной жидкости, на рис. 9в – измерительного канала регистрации содержания песка.

Для указанной серии экспериментов термоудар проведен 21 июня 2016 г.

Как показывают результаты многочисленных испытаний, характеристики каналов регистрации примесей практически восстанавливаются до исходных значений уже через 1 сут после проведения термоудара, а расходного канала – через 2–3 сут. Далее отклонение составляет 3–5 %, что сопоставимо с точностью задания параметров на лабораторных стендах. Весь комплекс климатических испытаний позволяет говорить о хорошей устойчивости разработанных систем к неблагоприятным внешним температурным воздействиям и температурной стабильности измерительных каналов.

Обобщая результаты значительного количества промысловых исследований и лабораторных испытаний, можно заключить, что разработанные технические и методические решения могут быть весьма эффективны для целей оперативного контроля технологического режима работы скважин. Отличаясь компактностью и надежностью работы в суровых климатических и эксплуатационных условиях, они позволяют контролировать весь комплекс параметров потока –  термобарические параметры, дебит по газу и жидкости с хорошей для технологических целей точностью, количество примесей, дифференцируя их по виду.

В заключение отметим, что в настоящее время активно ведутся работы по совершенствованию систем «Поток». В частности, разработаны автономные системы с минимальным энергопотреблением, позволяющим обеспечивать их длительное питание от малогабаритных литиевых батарейных блоков. Практическая ценность таких решений представляется очевидной, так как открывается возможность обеспечивать дистанционный контроль режима эксплуатации большого фонда неэлектрифицированных скважин с передачей информации по радиоканалу, причем без значительных капитальных затрат.

neftegas.info

Территория Нефтегаз № 3 2016

В статье рассмотрен вопрос разработки и исследования торфощелочного бурового раствора с высокой ингибирующей способностью. Приведены рецептуры исследуемых растворов с необходимыми реологическими свойствами. Применение разработанного торфощелочного раствора позволит безаварийно бурить скважины в интервалах, сложенных глинистыми отложениями. В последнее время в стране значительно выросли объемы бурения глубоких скважин и усложнились геолого-технические условия их проводки. Это повышает требования к качеству буровых и тампонажных растворов, а также к технологическим жидкостям, применяемым при ремонте скважин. Перспективны для приготовления буровых растворов каустоболиты – природные органогенные материалы (сапропели, торф, бурые угли и т.д.). Авторы активно занимаются разработкой новых материалов на основе торфа. В частности, разработан торфощелочной раствор для бурения скважин в интервалах, сложенных глинистыми и многолетнемерзлыми породами (ММП), включающий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В отличие от ближайшего аналога он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве реагента снижения пенообразования – пеногаситель Могутов МАС-200М. Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель. В состав торфа входит целый комплекс веществ, весьма ценных с позиций буровых растворов, – гуминовая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже применяются для регулирования свойств буровых растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления. Также авторами разработан вязкоупругий состав (ВУС) при проведении ремонтных работ в скважинах, включающий в себя торф, калийносодержащий щелочной модификатор, хлористый калий, полимер, утяжелитель, пеногаситель и воду. Особенностью ВУС является способность к деструкции через определенное время, которое регулируется изменением соотношения ингредиентов или рН среды, вводом деструктора или при сдвиговых деформациях. После деструкции состав имеет минимальную вязкость (1,5–2 сПз), но при этом сохраняет минимальную фильтрацию и полностью удаляется из пласта после проведения несложных технологических приемов.

HTML

В процессе строительства скважин, особенно при бурении в глинистых породах, наблюдаются различные осложнения. Несмотря на имеющийся опыт бурения в различных горно-геологических условиях, затраты на устранение осложнений при проводке скважин достигают до 7–10% от самого процесса бурения. Это связано с усложнением условий бурения, увеличением количества наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. На ликвидацию осложнений, связанных с неустойчивостью горных пород при бурении, затрачивается более 50% аварийного времени. Возникающие при этом осложнения труднее прогнозировать и предотвращать без применения физико-химических методов взаимодействия промывочной жидкости с горной породой [1, 2].

Осыпи и обвалы стенок скважин в основном происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. Это объясняется тем, что в процессе бурения происходит увлажнение их фильтратом бурового раствора, что в конечном итоге снижает предел прочности этих пород. Обвалы чаще всего возникают вследствие набухания. Проникновение свободной воды, содержащейся в буровых и промывочных жидкостях, в горизонты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном итоге к обрушению на забой [3, 4].

При проектировании и строительстве разведочных и добывающих скважин обычно стремятся учесть влияние набухания глинистых пород на ход и результаты бурения. При этом важно заранее иметь экспериментальные данные по набуханию образцов разбуриваемой породы в средах предлагаемых буровых растворов.

Торф, представляющий собой отложения органического происхождения, является экологически чистым, достаточно доступным и недорогим материалом. При этом обладает свойствами, позволяющими получать высококачественные буровые растворы при минимальных расходах химических реагентов из числа наименее токсичных, т.е. является достойной и достаточно оптимальной заменой традиционно используемым глинистым материалам.

Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель в виде как растворов, так и образовавшихся неиспользованных остатков торфа на скважинах.

Существует мнение, что применение торфа имеет относительно низкую эффективность в качестве структурообразователя. Однако в его состав входит целый комплекс веществ, весьма ценных с позиций буровых растворов. Это гуминовая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже используются для регулирования свойств буровых растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления, но имеют существенный недостаток полимеризации.

Известны безглинистые буровые растворы, приготовленные путем обработки водной торфяной суспензии щелочными агентами, в качестве которых используются гидроксиды, карбонаты, силикаты щелочных металлов [4–6].

Недостатком трехкомпонентных растворов (торф – вода – щелочной реагент) является высокая фильтрация и низкая технологичность получаемой системы. Применение таких растворов ограничено интервалами, сложенными рыхлыми поглощающими породами.

Известен буровой раствор, в котором торфощелочная суспензия с целью снижения вязкости, статического напряжения сдвига в условиях полиминеральной агрессии содержит следующие ингредиенты (%, масс.): гуматосодержащее вещество – 4–8; щелочной электролит – 0,2–1,5; гелеобразователь – 1–3; органический стабилизатор – 0,1–1; ингибитор – 1–4; вода – остальное [5].

Недостатками такого раствора являются низкая флокулирующая способность и, несмотря на наличие в составе ингибитора, неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами. Следствием указанных недостатков является нарушение устойчивости ствола скважины, обогащение бурового раствора частицами шлама, в том числе мелкодисперсными, что в конечном итоге приводит к изменению структурно-механических параметров.

Известен буровой раствор, содержащий торфощелочной реагент, полиакриламид (ПАА), водорастворимый метасиликат, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, в котором с целью уменьшения структурной вязкости в качестве ПАВ используется сульфанол или ОП-10 [6].

Недостатком раствора является высокое пенообразование при приготовлении, что снижает удельный вес раствора.

Наиболее оптимальным для рассматриваемых геолого-климатических условий является безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В качестве щелочного модификатора применяется калийносодержащий щелочной реагент, в качестве ингибитора – хлористый калий, в качестве флокулянта – полиакриламид (ПАА) при следующем соотношении компонентов, %, масс: торф – 5–7; калийносодержащий щелочной модификатор – 0,5–1,5; хлористый калий – 1–3; ПАА – 0,002–0,004; вода – остальное.

Однако данный раствор также имеет недостатки, главным из которых является высокое пенообразование. Кроме того, несмотря на наличие в составе ингибитора и ПАА, отмечаются неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами.

Для повышения надежности бурения скважин в горных породах, сложенных глинистыми породами, необходим новый буровой раствор. Одним из путей решения поставленной перед авторами задачи является разработка полимерторфощелочного бурового раствора, обладающего высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистым породам и невысоким пенообразованием.

Авторами на основании проведенных исследований предлагается состав, включающий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В отличие от прототипа он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве реагента снижения пенообразования – пеногаситель Могутов МАС-2000.

Полимер Polydia, используемый в качестве понизителя водоотдачи, представляет собой порошок модифицированного полиакриламида низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда от белого до кремового цвета. Предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, для модификации проницаемости порового коллектора.

Полимер Polydia выступает и в роли флокулянта, необходимого для стабилизации набухающих в воде глин.

Флокулянт воздействует на частицы твердой фазы без изменения электрических свойств, образуя мостики из макромолекул полимера между частицами твердой фазы за счет адсорбционных сил.

Флокулянты – это в большинстве случаев водорастворимые полимеры как природного, так и искусственного происхождения, с большой молекулярной массой, имеющие анионный, катионный или нейтральный заряд. Не все полимеры могут быть эффективными флокулянтами. Это зависит от химического состава макромолекул, наличия и числа в полимере ионогенных групп, активность которых зависит даже от структуры и электрического заряда поверхности частиц флокулируемой твердой фазы. При определенном сочетании этих и других факторов могут возникать достаточно прочные мостиковые связи полимера и частиц твердой фазы, образуя совместные агломераты. Непременным условием флокуляции является возможность адсорбции уже закрепленных макромолекул на свободной поверхности других частиц.

Продукт МАС-2000 используется для обработки буровых растворов, физико-химические свойства которого разрешают использовать его в качестве пеногасителя водных растворов и стабилизатора растворов на углеводной основе. Пеногаситель не растворяется в водных и углеводных средах, сохраняет технологические свойства в диапазоне температур от 40 до 250 °С.

Механизм пеногашения базируется на эффекте присоединения гидрофобной частью реагента воздушных глобул, содействия их каолесценции, укрупнению и флотации на поверхность. После разрушения пузырьков воздуха на поверхности частичка пеногасителя, не теряя активности, снова включается в работу. Многократное использование каждой частицы обуславливает незначительные потери реагента.

Непосредственно в полевых условиях при исполнении буровых работ на базе порошкового реагента МАС-2000 можно приготовить пеногаситель буровых растворов, водостойкие смазки, моющие средства для обезжиривания деталей машин и механизмов, очистить воду от нефтепродуктов. Этот реагент целесообразно использовать также для пеногашения в процессах производства целлюлозно-бумажной промышленности и в технологии очистки промышленных сточных вод в нефтеперерабатывающей промышленности.

Торф используется в буровом растворе в качестве органической дисперсной фазы. Как известно, дисперсная фаза чаще всего представлена твердыми веществами. Коллоидные частицы в дисперсной системе играют важнейшую роль в получении стабильной коллоидной системы. В предлагаемом авторами составе применяется верховой очищенный торф с влажностью 60%.

В торфощелочном буровом растворе в качестве щелочного модификатора используется гидроксид калия (КОН).

При его использовании происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия.

Дополнительное обогащение раствора калий-ионами происходит при введении в него хлористого калия (KCl). Сочетание калийносодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата бурового раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых сланцев.

В нашем случае применялся КОН по ГОСТ 24363-80, который представляет собой белые чешуйки, гранулы чечевицеобразной формы или куски с кристаллической структурой на изломе. KOH сильно гигроскопичен, хорошо растворим в воде и спирте, быстро поглощает из воздуха углекислоту и воду и постепенно переходит в углекислый калий.

Калий хлористый применялся по ГОСТ 4568-95.

Для оценки эффективности предлагаемых составов была проведена серия экспериментов по определению показателя набухаемости глинистых образцов в среде исследуемых растворов. Экспериментальные работы проводились на установке продольного набухания глинистых брикетов компании OFITE.

Для изготовления брикетов был использован бентонитовый глинопорошок Зыряновского месторождения Курганской области. Навески массой 15 г были помещены в компактор высокого давления, где под давлением 6000 psi (~ 41,3 МПа) в течение 30 минут были приготовлены образцы для исследований (рис. 1).

После приготовления образцы помещали в специальные цилиндры (рис. 2), в которые вводились исследуемые растворы, и выдерживались до тех пор, пока графики результатов не начнут выполаживаться (стабилизироваться).

Исследуемые составы торфощелочных растворов и результаты испытаний представлены на рисунке 3. 

Анализируя фактически полученные результаты, можно констатировать, что разрабатываемые растворы № 2, 3 и 4 показали высокие ингибирующие свойства по сравнению с раствором № 1, взятым за прототип.

Однако недостатком раствора № 2 является его повышенная условная вязкость, равная 2100 с. На наш взгляд, состав такого раствора в дальнейшем можно рекомендовать в качестве вязкоупругого состава при глушении нефтяных скважин. Условная вязкость растворов № 3 и № 4 равны 114 с и 30 с соответственно.

Далее по результатам исследований составлены уравнения зависимостей набухания брикетов в средах каждого торфощелочного раствора (рис. 4–7).

График зависимости раствора № 1 описывается полиномиальной функцией четвертой степени при величине достоверной аппроксимации 0,9935:

y = –0,0004x4 + 0,0227x3 – 0,5367x2 + 7,0563x – 3,8511.

График зависимости раствора № 2 описывается полиномиальной функцией четвертой степени:

y = –0,0002x4 + 0,0082x3 – 0,1883x2 + 2,9167x – 2,0908,

величина достоверной аппроксимации равна 0,998.

График зависимости раствора № 3 описывается полиномиальной функцией четвертой степени:

y = –0,0003x4 + 0,0137x3 – 0,2808x2 + 3,6906x – 1,9316,

при этом величина достоверной аппроксимации равна 0,9959.

График зависимости раствора № 4 описывается полиномиальной функцией четвертой степени:

y = –0,0003x4 + 0,0179x3 – 0,4245x2 + 5,9129x – 3,295,

величина достоверной аппроксимации R2 = 0,9952.

Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия. Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий- ионами происходит при введении хлористого калия.

Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного бурового раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.

Таким образом, анализируя полученные результаты и выводы исследований, при бурении нефтяных и газовых скважин в интервалах, сложенных глинистыми породами, можно рекомендовать безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер Polydia и воду.

Такой раствор в отличие от прототипа отличается тем, что он дополнительно содержит пеногаситель, а в качестве реагента понизителя водоотдачи – полимер Polydia при следующем соотношении компонентов, %, масс.:

• торф – 5–7;

• КОН – 0,5–1,5;

• KCl – 1–3;

• пеногаситель – 1–3;

• полимер Polydia – 0,1–0,5;

• вода – 85–92,4.

Существует мнение, что при очистке торфощелочного бурового раствора возникают некоторые сложности. Как правило, размер частиц торфа, применяемого для обработки буровых растворов, составляет от 0,1 до 10 мм, что приводит к закупориванию ячеек вибросита и снижению эффективности работы всех ступеней системы очистки.

Стоит отметить, что при добавлении гидроксида калия в раствор происходит расщепление частиц торфа, в результате чего коллоидная фракция составляет менее 0,1 мм.

Более того, такой торфощелочной раствор можно рекомендовать при вскрытии продуктивной части пород-коллекторов, так как и торф, и нефть имеют органическое происхождение.

Вывод

Предметом исследования, результаты которого приведены в статье, является торфощелочной буровой раствор с высокой ингибирующей способностью, применение которого позволит безаварийно бурить скважины в интервалах, сложенных глинистыми отложениями. Предлагаемый авторами торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в глинистых породах отличается от известных тем, что он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве флокулянта и понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве реагента снижения пенообразования – пеногаситель Могутов МАС-2000. По результатам анализа полученных результатов исследований при бурении нефтяных и газовых скважин в интервалах, сложенных глинистыми породами, можно рекомендовать безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер Polydia и воду.

neftegas.info

---

• 
  Квант журнал официальный сайт подписка
• 
  Журнал учета 5000 купюр образец
• 
  Журнал вопросы новой экономики вак
• 
  Дилетант исторический журнал читать онлайн
• 
  Арбитражные споры журнал официальный сайт
• 
  Мбоу прелестненская сош электронный журнал
• 
  Журнал юность 1981 год содержание
• 
  Журнал нтв спбгпу экономические науки
• 
  Журнал мисс икс 90 годы
• 
  Железный марш журнал читать онлайн
• 
  Военно медицинский журнал архив номеров