ГЕОСИНТЕЗ ІНЖЕНІРІНГ

Розробка і сервіс бурових промивальних рідин

Потреба у створенні цементного розчину з вуглеводневим типом фільтрату виникла як складова концепції максимального збереження природного стану гірських порід шляхом унеможливлення їх контакту із техногенним водним середовищем. На практиці ця концепція була частково реалізована при впровадженні бурових промивальних рідин на вуглеводневій основі. Але в таких умовах застосування звичайного цементного розчину із величезною фільтрацією та водним фільтратом виглядало нелогічним і надто шкідливим. Проблема буріння і кріплення свердловин рідинами на основі вуглеводнів вимагала свого комплексного вирішення.

Численні спроби розробки емульсійного цементного розчину, який не зволожує породу та створює при твердінні гідрофобний камінь, не були успішними через застосування або нафто-цементних емульсій першого роду, або через обертання емульсій другого роду в процесі твердіння. Оскільки вода в таких випадках є зовнішньою фазою емульсії, уникнути її надходження в пласт було неможливо.

Задача полягала в тому, щоб розробити рецептуру цементного розчину, що являє собою емульсію другого роду, твердіння якої відбувається без обернення фаз. Тобто зовнішнім середовищем на всіх етапах цементування має залишатися вуглеводнева рідина. Вперше така рецептура оберненого емульсійного цементного розчину (ОНЕЦР) була отримана Лубаном В.З. і Оголіхіним Е.О. під керівництвом проф. Мухіна Л.К. в МІНХ і ГП ім. І.М. Губкіна в 70-х роках минулого сторіччя. Впровадження системи ОНЕЦР проводилося на родовищах Північного Кавказу і України, зокрема Сагайдакській, Братешкивській та Радченкивській площах.

Сьогодні, через відсутність основних компонентів, що входили до складу ОНЕЦР, відновлення його рецептури є неможливим. Навіть в Росії, де свого часу ОНЕЦР був розроблений, його аналогу немає. Існуючі тампонажні композиції характеризуються термічною стійкістю на рівні 100 – 120 °С і утворюють камінь або внаслідок руйнування інвертної емульсії, або при контакті з пластовою водою. Відповідно такі системи не задовольняють геологічним умовам України, а технологія їх використання, що ґрунтується на оберненні фаз, призводить до зміни типу фільтрату та неминучого контакту води з вуглеводневим середовищем – як в свердловині, так і в пласті-колекторі.

Більше двох років тому, нами були розпочаті дослідження в напрямку розробки нової системи нафтоемульсійного цементного розчину. Задача створення такої рецептури виявилася вкрай складною. Іноді виникали думки, що це взагалі неможливо. Єдине що підтримувало нас в такі складні часи і не дозволяло відмовитися від цієї ідеї – це розуміння того, що система ОНЕЦР реально існувала. Тому, коли рецептура все ж була розроблена, вона отримала назву ОНЕЦР-2, як шану тим, хто йшов першим.

Отже більш як через 40 років в Україні відновлена технологія застосування тампонажного розчину на вуглеводневій основі. Промислові випробування успішно проведені при встановленні цементного мосту на свердловині 55 Мачухського ГКР в інтервалі 5238 – 5472 м, при температурі 147 °С. Подальше впровадження системи ОНЕЦР-2 при цементуванні обсадних колон, яке вже заплановане на кількох свердловинах ДТЕК Нафтогаз, дозволить забезпечити надійну ізоляцію та збереження продуктивних характеристик колекторів, розкритих буровими розчинами на вуглеводневій основі.

Створення єдиного технологічного комплексу буріння і кріплення, що передбачає застосування подібних за природою і властивостями систем бурових і тампонажних розчинів на вуглеводневій основі, закладає підґрунтя для пошуку нафтогазових покладів на великих глибинах.

ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ ДО ТАМПОНАЖНОГО РОЗЧИНУ І КАМЕНЮ

Для забезпечення надійної ізоляції і збереження продуктивних характеристик пластів-колекторів тампонажний розчин на вуглеводневій основі і камінь, отриманий з нього, повинні відповідати наступним технічним вимогам:

  • густина тампонажного розчину – визначається програмою по цементуванню, кг/м3;
  • електростабільність тампонажного розчину після приготування – не менше 150 В;
  • фільтрація тампонажного розчину при температурі 20 ± 5 °С і перепаді тиску 0,7 МПа – не більше 6 см3/30 хв;
  • НРНТ фільтрація тампонажного розчину при пластовій температурі і перепаді тиску 3,5 МПа – не більше 50 см3/30 хв;
  • тип фільтрату – вуглеводнева рідина без ознак наявності води;
  • електростабільність фільтрату тампонажного розчину – не менше 1500 В;
  • початок тужавіння – визначається програмою по цементуванню, час-хв;
  • кінець тужавіння – визначається програмою по цементуванню, час-хв;
  • електростабільність тампонажного розчину після проведення консистометрії при термобаричних умовах – не менше 150 В;
  • міцність цементного каменю на згин – не менше 1,5 МПа (формування каменю протягом 3-х діб при температурі не менше 110 °С та тиску не менше 2 МПа);
  • міцність цементного каменю на стиск – не менше 5 МПа (формування каменю протягом 3-х діб при температурі не менше 110 °С та тиску не менше 2 МПа).

Промислове застосування тампонажного розчину на вуглеводневій основі можливо тільки за умови відповідності його характеристик таким технічним вимогам. ВІДХИЛЕННЯ ВІД ВКАЗАНИХ ТЕХНІЧНИХ ВИМОГ НЕПРИПУСТИМО.