ГЕОСИНТЕЗ ИНЖЕНИРИНГ

Разработка и сервис буровых промывочных жидкостей

Потребность в создании цементного раствора с углеводородным типом фильтрата возникла как составляющая концепции максимального сохранения природного состояния горных пород путем предотвращения их контакта с техногенной водной средой. На практике эта концепция была частично реализована при внедрении буровых промывочных жидкостей на углеводородной основе. Однако в таких условиях применение обычного цементного раствора, с огромной фильтрацией и водным типом фильтрата, выглядело нелогичным и слишком вредным. Проблема бурения и крепления скважин с использованием жидкостей на основе углеводородов требовала своего комплексного решения.

Многочисленные попытки разработки эмульсионного цементного раствора, который не увлажняет породу и создает при твердении гидрофобный камень, не увенчались успехом вследствие применения или нефтецементных эмульсий первого рода, или из-за обращения эмульсий второго рода в процессе твердения. Поскольку вода в таких случаях оказывается внешней фазой эмульсии, избежать ее поступления в пласт было невозможно.

Задача состояла в том, чтобы разработать рецептуру цементного раствора, который представляет собой эмульсию второго рода, твердения которой происходит без обращения фаз. То есть внешней средой на всех этапах цементирования должна оставаться углеводородная жидкость. Впервые такая рецептура обращенного эмульсионного цементного раствора (ОНЭЦР) была получена Лубаном В.З. и Оголихиным Е.А. под руководством проф. Мухина Л.К. в МИНХ и ГП им. И.М. Губкина в 70-х годах прошлого столетия. Внедрение системы ОНЭЦР проводилось на месторождениях Северного Кавказа и Украины, в частности на Сагайдакской, Братешковской и Радченковской площадях.

Сегодня, из-за отсутствия основных компонентов входивших в состав ОНЭЦР, восстановление его рецептуры не представляется возможным. Даже в России, где в свое время ОНЭЦР был разработан, его аналога нет. Существующие углеводородные тампонажные композиции характеризуются термической устойчивостью на уровне 100 – 120 °С и образуют камень или вследствие разрушения инвертной эмульсии, или в результате контакта с пластовой водой. Соответственно такие системы не удовлетворяют геологическим условиям Украины, а технология их использования, основанная на обращении фаз, приводит к изменению типа фильтрата и неизбежному контакту воды с углеводородной средой – как в скважине, так и в пласте-коллекторе.

Более двух лет назад, нами были начаты исследования в направлении разработки новой системы нефтеэмульсионного цементного раствора. Задача создания такой рецептуры оказалась крайне сложной. Иногда возникали мысли, что это вообще невозможно. Единственное что поддерживало нас в такие сложные времена и не позволяло отказаться от этой идеи – это понимание того, что система ОНЭЦР реально существовала. Поэтому, когда рецептура все же была разработана, она получила название ОНЭЦР-2, как дань уважения тем, кто шел первым.

Итак, более чем через 40 лет в Украине восстановлена технология применения тампонажного раствора на углеводородной основе. Промышленные испытания успешно проведены при установке цементного моста на скважине 55 Мачухського ГКМ в интервале 5238 – 5472 м, при температуре 147 °С. Дальнейшее внедрение системы ОНЭЦР-2 при цементировании обсадных колонн, которое уже запланировано на нескольких скважинах ДТЭК Нефтегаз позволит обеспечить надежную изоляцию и сохранение продуктивных характеристик коллекторов, вскрытых буровыми растворами на углеводородной основе.

Создание единого комплекса бурения и крепления, предусматривающего применение подобных по своей природе и свойствам систем буровых и тампонажных растворов на углеводородной основе, закладывает прочную основу для расширения поиска нефтегазовых залежей на больших глубинах.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТАМПОНАЖНОМУ РАСТВОРУ И КАМНЮ

Для обеспечения надежной изоляции и сохранения продуктивных характеристик пластов-коллекторов тампонажный раствор на углеводородной основе и камень, полученный из него, должны отвечать следующим техническим требованиям:

  • плотность тампонажного раствора – определяется программой по цементированию, кг/м3;
  • електростабильность тампонажного раствора после приготовления – не меньше 150 В;
  • фильтрация тампонажного раствора при температуре 20 ± 5 °С и перепаде давления 0,7 МПа – не больше 6 см3/30 хв;
  • НРНТ фильтрация тампонажного раствора при пластовой температуре и перепаде давления 3,5 МПа – не больше 50 см3/30 хв;
  • тип фильтрата – углеводородная жидкость без признаков наличия воды;
  • електростабильность фильтрата тампонажного раствора – не меньше 1500 В;
  • начало схватывания – определяется программой по цементированию, час-мин;
  • конец схватывания – определяется программой по цементированию, час-мин;
  • електростабильность тампонажного раствора после проведения консистометрии при термобарических условиях – не меньше 150 В;
  • прочность цементного камня 3-х суточного возраста на изгиб – не меньше 1,5 МПа (твердение при статической забойной температуре и давлении, но не менее 110 °С и 2 МПа);
  • прочность цементного камня 3-х суточного возраста на сжатие – не меньше 5 МПа (твердение при статической забойной температуре и давлении, но не менее 110 °С и 2 МПа).

Промышленное применение тампонажного раствора на углеводородной основе возможно только при условии соответствия его характеристик таким техническим требованиям. ОТКЛОНЕНИЯ ОТ УКАЗАННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ ТРЕБОВАНИЙ НЕДОПУСТИМЫ.