авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Разработка оптимальных условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений путем качественного цементирования скважин

УДК 539.215;

622.245;

622.276

На правах рукописи

ЯГУДЕЕВ РАХМЕТУЛЛА ШАМАРДАНОВИЧ Разработка оптимальных условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений путем качественного цементирования скважин 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Республика Казахстан Алматы, 2010

Работа выполнена в Казахском национальном техническом университете им. К.И. Сатпаева и ТОО НИИ «Каспиймунайгаз» (г. Атырау) Научные руководители: доктор химических наук, профессор Алиев Н.У.

кандидат физико-математических наук, доцент Баймухаметов М.А.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Ахметжанов Т.К.

кандидат технических наук, доцент Джиембаева К.И.

Ведущая организация РГКП «Каспийский государственный уни верситет технологии и инженеринга имени Ш. Есенова»

Защита состоится « 27 » мая 2010 года в 16.00 на заседании диссертаци онного совета Д 14.15.07 при Казахском национальном техническом универси тете им. К.И. Сатпаева по адресу: 050013, г. Алматы, ул. Сатпаева, 22, конфе ренц-зал НК, 1 этаж.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Казахского националь ного технического университета им. К.И.Сатпаева МОН РК по адресу: 050013, г. Алматы, ул. Сатпаева, 22, ГМК.

Автореферат разослан « » апреля 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор Шейх-Али Д.М.

ВВЕДЕНИЕ

Общая характеристика работы

. В диссертационной работе представле ны результаты аналитического и экспериментального обоснования выбора оп тимальных условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений путём ка чественного цементирования скважин на примере нефтяных месторождений За падного Казахстана.

Актуальность работы. Одной из важнейших задач топливно энергетического комплекса Казахстана является крупномасштабное наращива ние запасов углеводородного сырья и ускоренная разработка вновь открытых месторождений. Эта проблема тесно связана с разведкой и освоением нефтяных и газовых месторождений Западного Казахстана и казахстанского сектора шельфа Каспийского моря.

Известно, что цементирование скважин является одной из основных за дач, требующей решения при строительстве и освоении скважин. Результатом цементирования должно быть предотвращение межпластовых перетоков и формирование герметичного цементного кольца. На практике выполнение этой задачи трудноразрешимо из-за недостаточной изученности всех факторов, влияющих на образование цементного камня и идеализации процессов, проис ходящих в затрубном пространстве. В процессе вскрытия проницаемых пластов изменяется температура и пластовые давления, происходит замещение пласто вого флюида закачиваемыми агентами. Существенное влияние на герметич ность заколонного пространства оказывает оснастка, подготовка ствола сква жины к проведению тампонажных работ, составы тампонажных смесей и бу ферных жидкостей, средства и технологические способы цементирования. В процессе эксплуатации скважин сформированный цементный камень и обсад ная колонна подвергаются воздействию различных нагрузок. Все это отражает ся на долговечности и надежной работе скважины и на интенсификации добы чи нефти, остается одной из острейших проблем приводящих к невосполнимым потерям нефти и газа из-за аварии, загрязнению недр, ухудшению экологиче ской обстановки, создающей угрозу пожара, поэтому в настоящее время акту альным является вопрос разработки оптимальных условий эксплуатации неф тяных и газовых месторождений.

Цель работы – научная разработка основ технологических решений в об ласти крепления стволов, направленных на повышение эффективности экс плуатации нефтяных и газовых месторождений, путём теоретического исследо вания устойчивости формы кругового контура скважины по отношению к ма лым возмущениям, которые возникают в процессе строительства скважин, ана лиза явления кавернообразования первого и второго рода и нахождения пре дельной глубины скважины, на которых начинается процесс развития каверн, а также исследование структуры цементного камня.

Задачи исследования:

найти оптимальные условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений путем качественного цементирования скважин;

а именно:

– теоретическим исследованием устойчивости формы кругового контура скважины по отношению к малым возмущениям, которые возникают в процес се строительства скважин, явления кавернообразования первого и второго рода, решением краевой задачи в классе органических и неорганических потенциа лов, получением предельной глубины скважины, на которой начинается про цесс развития каверн, – исследованием тампонажных материалов пониженной плотности, соот ветствующих современным условиям цементирования глубоких нефтяных и га зовых скважин;

– подбором эффективных методов улучшения технологических свойств тампонажных растворов пониженной плотности;

– исследованием коррозионной стойкости тампонажных материалов пони женной плотности;

– изучением структуры цементного камня Научная новизна работы:

разработаны оптимальные условия эксплуатаций нефтяных и газовых месторо ждений путем качественного цементирования скважин;

а именно:

– теоретически решены задачи устойчивости формы кругового контура скважины по отношению к малым возмущениям, которые возникают в процес се строительства скважин, а также явления кавернообразования первого и вто рого рода, получены решения краевой задачи в классе органических и неорга нических потенциалов, предельной глубины скважины, на которых начинается процесс развития каверн.



– теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность получения тампонажных растворов пониженной плотности в широком интер вале плотностей на основе вяжущего и карбонатных добавок;

– экспериментально подтверждено, что продукты затвердевания облегчён ных известково-кремнеземистых растворов - тоберморит и ксонотлит оказыва ют значительное влияние на качественное цементирование скважин и повыша ют прочность цементного камня;

– теоретически обосновано и экспериментально подтверждено повышение коррозионной стойкости тампонажного материала карбонатсодержащей и си ликатной добавкой.

Практическая ценность. Составлены требования к тампонажным систе мам пониженной плотности в целом и к их составляющим. Найдены рецептуры облегченных тампонажных материалов для температурного интервала 20-120 оС.

Реализация работы в промышленности. Проведено опытно промышленное испытание расширяющей добавки НРВ на месторождении Се верный Жанаталап, в результате которого удалось поднять коэффициент каче ства цементирования скважин с 0,74 до 0,93.

Основные положения, выносимые на защиту:

– теоретическое решение задачи устойчивости формы кругового контура скважины по отношению к малым возмущениям, которые возникают в процес се строительства скважин, и нахождение глубины скважины, на которой начи нается процесс развития каверн.

– разработка нового цемента с низкой плотностью, обеспечивающую в усло виях глубоких скважин удовлетворительные свойства цементного камня при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений;

– изучение оптимального распределения пор по радиусам цементного камня при разных водоцементных отношениях;

– исследование влияния добавки высоко-коллоидной бентонитовой глины на стабилизацию цемента;

– исследование влияния на свойства цементного камня добавок известково кремнезёмистого вяжущего и фтористых солей, улучшающие свойства цемент ного камня;

– подбор расширяющие добавки НРВ путём модифицирования негашеной извести.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы док ладывались и обсуждались на научно-практической конференции «Нефтепере работка и нефтехимия-2002» (г Уфа, 2002), на международной научно методической конференции «Совершенствование взаимосвязи образования и науки в XXI веке» (г Шымкент, 2006), на международной научно-технической конференции «Инновационные пути развития нефтегазовой отрасли республи ки Казахстан» (г Алматы, 2007) и международной научно-практической конфе ренции «Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии» (Алма ты, 2008).

Личный вклад автора заключается в непосредственном выполнении экспериментальной части работы, обобщении и интерпретации полученных экспериментальных данных Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 17 на учных работах, в том числе 8 в изданиях рекомендованных Комитетом по кон тролю в сфере образования и науки РК и в 4 международных научных конфе ренциях.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введе ния, 6 разделов, выводов, приложений, содержит 129 страниц машинописного текста, включая 36 рисунков, 15 таблиц и списка использованной литературы из 149 наименований.

ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ Во введении обоснована актуальность рассматриваемой проблемы, сформулированы цели и задачи диссертационной работы, основные научные положения, их достоверность, показана научная новизна и практическая цен ность результатов исследования.

В первом разделе приведен критический обзор исследований, посвящен ных рассматриваемой проблеме, дана постановка цели работы и определены задачи исследований.

Одним из самых сложных этапов строительства скважин и эксплуатации месторождения является цементирование обсадных колонн, часто осложненное недоподъемами тампонажного раствора до проектной высоты.

Причинами данного вида осложнений чаще всего являются несоответст вие тампонажных материалов геолого-техническим условиям бурения;

непра вильный выбор технологии цементирования;

неправильный расчет параметров тампонажного раствора и др.

Анализ литературных и промысловых данных показывает, что из-за низ кой прочности цементного камня не удается сформировать надежный герме тичный контакт цементного камня с породой и колонной. Снижение прочности связано с большой водопотребностью, а последняя, в свою очередь, ухудшает седиментационную устойчивость и увеличивает водоотдачу, снижает коррози онную стойкость камня в агрессивных средах.

Поэтому, одним из основных условий качественного цементирования скважин является использование облегченных, седиментационно-устойчивых тампонажных растворов, твердеющих с образованием прочного и безусадочно го цементного камня, стойкого в агрессивных средах.

В общем случае плотность получаемого тампонажного раствора зависит от плотности твердой фазы, водоцементного отношения (В/Ц) и плотности жидкости затворения. При этом для понижения плотности тампонажного рас твора можно оперировать только двумя факторами. Это водоцементное отно шение и плотность твердой фазы.

Для того, чтобы снизить плотность тампонажного раствора, необходимо либо увеличить водоцементное отношение, либо понизить плотность твердой фазы. Но увеличение водоцементного отношения раствора приводит к большо му числу негативных побочных эффектов, основными из которых являются уменьшение прочности и ухудшение структуры цементного камня. Приведены данные по теоретическим основам вяжущих минеральных материалов Во втором разделе диссертации проведено исследование устойчивости формы кругового контура скважины по отношению к малым возмущениям формы контура, которые возникают в процессе строительства скважин. Прове дено исследование явления кавернообразования первого и второго рода. Полу чены решения краевой задачи в классе ограниченных и неограниченных потен циалов. Получена предельная глубина скважины, на которых начинается про цесс развития каверн.

Рассмотрена задача о локальной неустойчивости стенок скважины. Наря ду с проблемой углубления забоя проблема сохранения устойчивости стенок – основная часть общего цикла строительства скважин. Под действием горного давления и давления бурового раствора в результате обменных процессов, про исходящих на поверхности стенок, химического и термического взаимодейст вий ствол скважины может подвергаться различным необратимым деформаци ям: кавернообразованию, обвалам и осыпям, трещинообразованию, сужению ствола, образованию грифонов и т. д. В катастрофических случаях вследствие нарушения стенок скважины она может прекратить существование. Как прави ло, эти процессы развиваются тем интенсивнее, чем больше глубина скважины.

Разумеется, многое зависит от свойств горных пород и промывочного раствора.

Постоянный рост средней глубины разведочных и эксплуатационных скважин, планы строительства сверхглубоких и наклонно-направленных скважин дела ют особенно актуальной разработку теоретических аспектов проблемы устой чивости стенок глубоких скважин.

Важнейший фактор в таких условиях – горное давление от вышележащих пород. Существенные технологические трудности при сверхглубоком бурении вызываются также повышением температуры.

Скважина представляет собой цилиндрическую полость r r0 ;

0zН в земной коре zН, где rz—цилиндрические координаты (z совпадает с осью скважины, рис. 1, а). Забой скважины (торец цилиндра при z=0) разрушается под действием зубцов долота. Стенки скважины и забоя на больших глубинах под влиянием горного давления разрушаются, поэтому действительная форма скважины весьма далека от цилиндрической.

Рассмотрим этот процесс естественного разрушения вдали от забоя (практически на расстоянии, большем 5r0).

Обозначим через q невозмущенное вертикальное горное давление, а че рез q невозмущенное боковое горное давление;

коэффициент бокового распо ра в зависимости от геотектонических условий может быть как меньше, так и больше единицы.

Вдали от скважины z= – q;

r== –q (q0). (1) Величина q равна gН, где g – ускорение свободного падения;

– сред няя плотность вышележащих горных пород;

Н – расстояние рассматриваемой точки от поверхности Земли.

Рассмотрим начальный круговой контур скважины, созданной буровым инструментом (ее поперечное сечение изображено на рис. 1, б). Некоторая точ ка О на стенке этой скважины будет находиться под действием трехосного сжа тия напряжениями z= – q;

r= – p;

=p –2 q. (2) Здесь p – гидростатическое давление жидкости в скважине. Окружное напря жение получается из решения соответствующей задачи теории упругости для кругового отверстия.

Возможны два случая: 1) | | | z | | r |, когда p –2 q – q, т. е. (2– 1) р;

2) | z | | | | r |, когда р–2 q –q, т. е. (2 –1) р.

В этих случаях характер локальных разрушений в точке О будет различ ным и по-разному будет протекать процесс кавернообразования.

Рисунок 1 – Схема локального разрушения стенок скважины Критерий локального разрушения можно представить в виде поверхности f(z, r, ) = 0, охватывающей начало координат в пространстве zr.. В инте ресующей нас области сжимающих напряжений z 0, r 0, 0 при |z | | r | и | | | r | эта поверхность может быть представлена следующим образом:

= – с + (z + r) при | | | z | | r |;

(3) z = – с + ( + r) при | z | | | | r |;

Здесь и с – эмпирические константы, подобранные так, чтобы лучше описать экспериментальные данные в исследуемом диапазоне напряжений.

Число подобно коэффициенту Пуассона удовлетворяет неравенству 1/2. Без большой ошибки его можно считать равным 1/2 (это соответствует эксперименту, который показывает, что прочность при всестороннем сжатии, когда r = z =, во много раз превышает прочность при одноосном сжатии).

Подставляя (2) в (3), находим следующее условие локального разрушения в точке О:

(2 – )q= с + p(1+ ) при 2q – p q p;

(4) q(1 – 2 )= с при (2 – 1) p q При (2 – 1) q р сдвижка в точке О стенки скважины в момент локального разрушения будет происходить вдоль плоскости параллельной оси z, а при ( – 1)q р – вдоль плоскости, наклоненной к оси z под некоторым углом и па раллельной касательной к окружности контура скважины в точке О.

Исследуем устойчивость формы кругового контура скважины по отноше нию к малым возмущениям формы контура, неизбежным в процессе строитель ства скважин. Пусть, например, вблизи точки О имеется весьма малая выемка (см. рис. 1, б). Эта выемка приведет к дополнительной концентрации напряже ний в окрестности этой точки, вследствие чего при увеличении горного давле ния локальное разрушение в ней произойдет раньше, чем в других точках кру гового контура скважины. Очевидно, ввиду непрерывного увеличения концен трации напряжений в растущей выемке, процесс локального разрушения будет самоподдерживающимся до тех пор, пока система не придет в устойчивое со стояние равновесия (т. е. пока скважина не примет новую форму, устойчивую по отношению к неизбежным малым возмущениям).

Рассматриваемые горные породы обладают следующим свойством: обра зование области предельного состояния означает разделение на мелкие несвя занные частицы во всех точках этой области;

эти частицы вымываются буро вым раствором, пока не произойдет вырождения области предельного состоя ния в некоторую поверхность, которая будет границей тела. Дальнейшее же вымывание породы невозможно, так как оставшийся объем будет сплошным и упругим. Поэтому при неизменных внешних условиях получившаяся предель ная граница тела будет неизменной и ее естественно назвать равновесной фор мой тела.

Согласно (4), гидростатическое давление жидкости влияет лишь на ус тойчивость круговых стенок и кавернообразование первого рода;

кавернообра зование второго рода не зависит от давления жидкости в круговой скважине.

Учитывая стратифицированную (слоистую) структуру земной коры, можно считать, что описанное явление потери устойчивости и кавернообразо вания может происходить также на небольших глубинах в малопрочных слоях.

Поэтому при оптимальном управлении бурением необходимо иметь в виду, что выбором параметра управления р можно избежать кавернообразования первого рода, причем должно соблюдаться условие (2 – 1) q р в соответствующем слое. Кавернообразование второго рода, согласно второму соотношению (4), является практически неуправляемым процессом. Некоторое влияние на с и породы оказывает лишь образование глинистой корки на стенках скважины под действием бурового раствора.





Во третьем разделе приведены методы исследования цементного раство ра. Свойства искуссвенного камня изучались путём определения его прочности, водопроницаемости, дифференциальной пористости, коррозионной стойкости, прочности сцепления с металлом и пр. Прочность характеризовалась пределом прочности при одноосном сжатии и пределом прочности на сдвиг при погру жении конуса (метод конического пластомера Ребиндера). Водопроницаемость определялась по методу, близкому к методу испытания кернов горных пород, видоизменённому применительно к испытанию тонкопористых (слабопрони цаемых), нестабильных во времени и чувствительных к высушиванию струк тур. Дифференциальная пористость измерялась методом ртутной порометрии.

Свойства цементного раствора помимо стандартных методов (определение растекаемости и сроков схватывания) характеризовалось седиментационной ус тойчивостью пульпы, консистенцией и временем загустевания, определяющих ся с помощью консистометров различной конструкции, в том числе при высо ком давлении, водоотдачей на приборе ВМ-6, объёмными изменениями при твердении.

Процессы твердения и вещественный состав искусственного камня изуча лись с помощью химического анализа, петрографии, дифференциально теоретического анализа с непрерывным взвешиванием, электронной микроско пии, рентгеноструктурного анализа, инфракрасной спектроскопии. Электрон номикроскопические исследования выполнены на электронном микроскопе ЭМ-7. Технология промышленного цементирования нефтяных и газовых сква жин изучалась на скважинах месторождений Северный Жанаталап. Качество цементирования скважины контролировалось акустическим методом и термо метрией.

В четвертом разделе приведены результаты экспериментальных исследо ваний структуры цементного камня из различных тампонажных цементов. С целью обоснованного выбора направления исследования при разработке соста ва цемента для раствора низкой плотности были изучены исследования свойств и структуры цементного камня из тампонажных цементов.

Были исследованы свойства и структура цементного камня в зависимости от водосодержания цементного раствора. Для стабилизации пульпы при высо ких водоцементных отношениях вводилась небольшая добавка высококоллоид ной бентонитовой глины (до 10%). Свойства цементного камня после 2-х суток твердения при температуре 75 оС приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Свойства цементного камня после 2-х суток твердения при температуре о С Положение макси Коэффициент водопроница Объём пор радиусом 500, мумов на кривой Плотность раствора г/см Степень гидратации, % Предел прочности при Общая пористость, % распределения пор Сжатии кгс/см по радиусам, микрон емости, дарси см3/ см В/Ц I II 3,810- 0,5 1,82 195 0,37 33 0,025 0,32 0, 3,010- 0,6 1,73 148 0,48 37 0,020 0,40 0, 9,510- 0,8 1,58 49 0,50 50 0,025 0,80 0, 9,110- 1,0 1,51 30 0,66 52 0,025 1,00 0, 5,010- 1,5 1,37 10 0,84 64 0,020 1,35 0, 1,210- 1,87 1,31 7 0,97 69 0,020 2,20 0, Сравнение данных о дифференциальной пористости цементного камня при различных водоцементных отношениях показывает, что при всех водоцемент ных отношениях кривая распределения пор по радиусам имеет два максимума.

Один максимум при всех водоцементных отношениях соответствует порам с радиусом 200-250.. Положение второго мaксимума меняется в зависимости от водоцементного отношения. Наличие указанных двух максимумов свиде тельствует о присутствии в цементном камне двух видов пор, отличающихся не только размерами, но и происхождением – мелких пор «геля» и крупных ка пиллярных пор. Поры «геля» образованы волокнистой (войлокообразной) мас сой продуктов гидратации, концентрирующейся вокруг частиц исходного вя жущего. Капиллярные поры представляют собой не заполненный объём меж зернового пространства цементного раствора. Чем выше водоцементное отно шение, тем выше общая пористость и тем больше средний радиус капиллярных пор. Именно последнее обстоятельство является главной причиной резкого воз растания водопроницаемости.

Анализ данных о дифференциальной пористости и водопроницаемости цементного камня показал, что эти два параметра связаны зависимостью К= АlВЕ, где К – коэффициент проницаемости по воде, Е – объём пор радиусом боле 0,05 мк, А и В – эмпирические константы. Содержание пор радиусом ме нее 0,05 мк на водопроницаемость не влияет. Из этого следует, что для получе ния тела низкой проницаемостью при высокой общей пориcтости необходимо, чтобы преобладали поры радиусом менее 0,05 мк.

Для выявления возможности подбора такого состава цемента, который дал бы благоприятное распределение пор по радиусам, было проведено иссле дование свойств и структуры цементного камня из различных тампонажных цементов, твердевших при температуре 200 оС. При В/Ц = 0,5 камень из порт ландцемента имел через 7 суток водопроницаемость 8 мд, через 90 суток – мд, из песчанистого портландцемента через 7 суток – 0,05 мд, а через 90 суток – 0,06 мд. При В/Ц =1 гельцемент имел через 7 суток водопроницаемость 1,2 мд, тампонажный трепельный цемент к тому же сроку 0,5 мд, шлако-бентонитовый цемент через 7 суток 1,3 мд, через 90 суток 12 мд.

Кривые распределения пор по радиусам в цементном камне тампонажно го портландцемента через 7 суток имеют максимум в интервале 1-5 мк, песча нистого портландцемента через 7 суток – 130, 90 суток –500.. Из облегчён ных цементов гельцементный раствор через 7 суток – 0,5 мк, тампонажный трепельный цемент – 500., шлако-бентонитовый не имеет чёткого максиму ма, значительная часть объёма его пор приходиться на поры радиусом более 100.

Исследование состава цементного камня методом рентгеноструктурного анализа показало,что благоприятное распределение пор по радиусам связано с присутствием в цементном камне волокнистых низкоосновных гидросиликатов – тоберморита, ксонотлита, трускоттита, неблагоприятное распределение – с присутствием крупнокристаллических двухосновных гидросиликатов С2SH(C) и С2SH(D).

Из анализа уравнения капиллярной пористости:

Ек = 1– m (Vr –Vиц)+ Vиц + Vr m(В/Ц) r Vиц + В/Ц где Ек – капиллярная пористость в долях единицы;

m – степень гидратации в долях единицы;

Vиц – удельный объём исходного цемента;

Vr – удельный объём цементного «геля»(связки) (тонкопористой массы с радиусом пор менее 500 );

(В/Ц)г – отношение массы химически связанной воды к массе цемента при полной гидратации;

В/Ц – водоцементное отношение;

Следует отметить, что изыскание вяжущего целесообразнее производить в направлении получения максимальной величины Vиц и Vr. Из результатов ртутной порометрии рассчитаны величины Vr, которые оказались для крупно кристаллических двухосновных гидросиликатов равными 0,542-0,50 см3/г, для низкоосновных волокнистых гидросиликатов – 0,7-1,0 см3/г.

На основе полученной зависимости между водопроницаемостью и объё мом пор радиусом более 500 показано, что водопроницаемость менее 2 мд может быть получена при Ек0,35. При В/Ц =1,75 это условие может быть удовлетворено в случае Vr =1.

Экспериментально показано, что затворение цемента с В/Ц =1,75 может быть применено при удельной поверхности твёрдой фазы исходного цемента не менее 14000 см2/г (по методу воздухопроницаемости). При этом водоцемент ном отношении плотность цементного раствора ниже 1,26 см3/г может быть по лучена при Риц2,3 г/см3. Сочетание требований высокой дисперсности и низ кой плотности исходного вяжущего делает единственно возможным примене ние в качестве тампонажного цемента смеси Са(ОН)2 в виде извести-пушонки и тонкодисперсного SiO2, например в виде диатомита, при освоении исходной смеси, обеспечивающей образование низкоосновных волокнистых гидросили катов.

В соответствии с этим в основу разработки облегчённого цемента было положено использование известково-кремнеземистого вяжущего с тонкодис персным кремнезёмом.

На основе анализа уравнения прочности, предложенного В.С. Данюшев ским и В.В. Сутягиным.

R = Rсв( N m Vц ) n Vц+Vц И/Ц +В/Ц где: R – предел прочности при сжатии кгс/см2;

Rсв – эмпирическая константа, характеризующая прочность цементного «геля»(связки) кгс/см2;

N – эмпирическая константа, характеризующая объём цементного «геля» (связки), образующийся из единицы объёма исходного цемента;

m – степень химического преобразования вяжущего (степень гидратации) в долях единицы;

VциVи – удельный объём исходного цемента и инертного наполнителя;

И/Ц – отношение массы инертного наполнителя к массе цемента;

В/Ц – водоцементное отношение;

П – эмпирическая константа.

Показано, что ожидаемая конечная прочность (при m=1) известково кремнеземистого цемента с оптимальным отношением СаО:SiО2 должна быть при плотности цементного раствора, равной 1,26 г/см3, в несколько раз выше, чем в случае применения гельцемента или смеси цемента с диатомитом.

Это обеспечивается рядом характерных преимуществ выбранного вяжущего:

· Оба компонента вяжущего применяют в тонкодисперсных формах, что по зволяет приготовлять пульпы с высоким водосодержанием без специальной антиседиментационной добавки.

· Изменяя отношение СаО: SiО2 в исходной смеси, можно получить камень, образованный оптимальными по своим свойствам гидросиликаты кальция и не содержащий инертных наполнителей.

· Плотность обоих компонентов ниже плотности большинства минеральных вяжущих веществ, что позволяет использовать меньшее В/Ц.

Выявление возможности получения тампонажных растворов низкой плотности с обусловленными выше свойствами проводилось на измельчённых Са(ОН)2 в виде химического реактива ЧДА и силикагеля ШРК. Гидрат окиси кальция имел удельную поверхность 14000см2 /г, силикагель – 18000 см2 /г.

Экспериментально установлено, что на основе смеси Са(ОН)2 и силика геля в интервале молярного отношения = 0,5-2 могут быть приготовлены пуль пы с В/Ц до 2, обладающие хорошей подвижностью и достаточной седимента ционной устойчивостью (коэффициент водоотделения не выше 1,2%).

Подвижность улучшается, а седиментационная устойчивость ухудшается при повышении отношения Са(ОН)2:SiО2. Это объясняется не только большей водопотребностью силикагеля, но и повышенной структурообразующей спо собностью волокнистых низкоосновных гидросиликатов по сравнению с двух основными.

Плотность пульпы меньше 1,3 г/см3, получается при В/Ц1,4, плотность равная 1,25 г/см3 – при В/Ц=1,8, тогда как в случае гельцементного раствора (30% бентонита) такая плотность может быть получена при В/Ц2.

С целью выбора отношения Са(ОН)2: SiО2 была определена прочность цементного камня при основности исходной смеси 0,3;

0,5;

0,8;

1,0;

1,2;

1.5;

2,0.

Во всём исследованном температурном интервале (20-2000 С) максимальная прочность обнаружена при Са(ОН)2:SiО2=0,8-1,2. Методами физико химического анализа установлено, что искусственный камень при температуре 80 оС образован гидросиликатом СSН(В) при более высоких температурах по мимо СSН(В) присутствуют тоберморит и коонотлит.

В связи с тем, что прочность искусственного камня в течение 28 суток оказалось недостаточной (8-15кгс/см2 при плотности 1,25 г/см3 и температуре 750 С) были проведены исследования с целью изыскания интенсификатора твердения. Из числа исследованных интенсификаторов наилучшим оказались фториды натрия и алюминия. При введении оптимального количества добавки (2-4% в воде затворения), прочность искусственного камня достигает через суток твердения при 75 оС 50 кгс/см2, а при боле высоких температурах – кгс/см2. Ожидаемая (рассчитанная по уравнению) прочность цементного камня из известково-кремнеземистого цемента составляла 65 кгс/см2. Хорошее совпа дение с предварительными расчётами было обнаружено также при измерении пористости цементного камня, твердевшего 14 суток при 75 и 160 оС. При 75 оС расчётное и экспериментальное значения Ек для пор радиусом 500 в це ментном камне из известково-кремнеземистого цемента составили соответст венно 0,44 и 0,40 (для гельцемента при той же плотности раствора 0,68 и 0.69), при 160 оС соответственно 0,46 и 0,39 (для гельцемента 0,77 и 0,72).

В соответствии с этим водопроницаемость силикатного камня оказалась в пределах 0,01-0,1 мд, тогда как для гельцементного камня той же плотности (1.26г/см3) –500мд.

Ввиду того, что необходимые свойства искусственного камня получены лишь при введении фтористых солей, было предпринято исследование с целью выявления механизма действия этой добавки. Образцы твердевшие при 75, 90, 160 и 200 оС в течение 2 и 28 суток, содержащие и не содержащие добавку, бы ли подвергнуты испытанию на прочность и физико-химическому анализу, с применением методов ДТА, рентгено-структурному анализа, ИКС, электронной микроскопии и ртутной порометрии.

Установлено, что введение фтористых солей не влияет на фазовый состав новообразований, однако изменяет структуру искусственного камня. В присут ствии добавки ускоряется связывание Са(ОН)2 и снижается основность гидро силиката. Обнаружена более высокая степень окристаллизованности и одно временно увеличение дисперсности новообразований при введении добавки.

Распределение пор в образцах с добавкой характеризуется наличием чётких максимумов, которые при твердении в двухсуточном возрасте располагаются при 75-200, 90-130, 160-300, 200-500. Образцы без добавки не дают чёткого максимума, а при 75 и 90 оС содержат поры с радиусом более 1000, которые в образцах с добавкой отсутствуют.

Полученные данные позволяют предположить, что введение добавки ус коряет процесс образования хорошо закристаллизованного гидросиликата с ос новностью 0,8 а при температурах 160 и 200 оС – процесс его перехода в тобер морит.

Особенностью процесса твердения изучаемого тампонажного раствора является его быстрое схватывание – 20 мин. при 80 оС. Изыскание замедлите лей схватывания представляет собой особую задачу, т.к. из-за большой удель ной поверхности частиц твёрдой среды и высокого водосодержания раствора применение замедлителей адсорбционного действия (ССБ, КМЦ и др.) оказы вается не эффективным.

Согласно представлениям Ю.М. Бутта и Л.И. Рашковича процессу твер дения системы Са(ОН)2 – SiО2 – Н2О предшествует химическое взаимодейст вие исходных компонентов в растворе. Следует полагать, что скорость схваты вания зависит от концентрации реагирующих ионов в жидкой фазе. Следова тельно, предотвращение на определённый промежуток времени образования гидросиликатов кальция и, таким образом, схватывания раствора, может быть достигнуто при снижении концентрации исходных компонентов в жидкой фазе.

Для этой цели достаточно снижения концентрации одного из реагируемых компонентов. Компонентами, от содержания которых зависят кинетические па раметры реакций образования гидросиликатов кальция в системе Са(ОН)2– SiО2–Н2О, являются гидрат окиси кальция и окись кремния.

На этой основе в качестве замедлителей были испробованы кислоты – борная, фосфорная и винная, образующие с ионом кальция труднорастворимые соли. Было выявлено их эффективное замедляющее действие. По возрастанию которого эти кислоты могут быть расположены в ряд: борная, фосфорная, вин ная. Предпринято исследование механизма замедляющего действия, которое сводилось к определению совместной растворимости гидрата кальция и замед лителей. В результате опытов установлено, что указанные замедлители даже при малых концентрациях сильно снижают растворимость гидрата окиси каль ция. При изучении растворимости Са(ОН)2 в этих кислотах, также в растворах их кальциевых солей установлено, что замедляющее действие обусловлено, по видимому, образованием на поверхности одного из исходных компонентов (гидрата окиси кальция) хемосорбционных плёнок, которые препятствуют диффузии ионов кальция из твёрдой фазы в раствор.

Резюмируя результаты исследований, можно заключить, что на основе окиси кальция и кремнезёма может быть получен тампонажный раствор, кото рый при плотности, близкой к плотности неутяжелённой промывочной жидко сти, образует цементный камень со свойствами, удовлетворяющими требовани ям разобщения пластов. Указанные свойства получены в результате макси мального использования возможности регулирования состава и структуры ис кусственного камня, образованного гидросиликатами кальция.

Раствор может быть получен на основе смеси извести-пушонки и тонко дисперсных разновидностей SiО2 затворяемой водой при В/Ц=1,7-1,8, с приме нением NaF (или других фторидов, например AlF3) в качестве интенсификато ров твердения и винной кислоты в качестве замедлителя схватывания.

Пятый раздел посвящён исследованию пригодности известково кремнеземистых компонентов для тампонажных растворов по их седимента ционной устойчивости и прокачиваемости.

При разработке практически применяемой рецептуры раствора низкой плотности в качестве примера выбраны условия нового, весьма перспективного нефтяного района – Атырауская область.

Проведённый анализ геологических условий, применяемых конструкций скважин и опыта цементирования показал целесообразность в ряде случаев це ментирования обсадных колонн тампонажными растворами, по плотности близкими к промывочным глинистым растворам – 1,26-1,30. Применение таких растворов позволит исключить недоподъёмы и др. осложнения, связанные с по глощением цементного раствора. Температурные условия в скважинах на ме сторождении Атырауской области колеблются в широких пределах – 60- о С.

Известь-пушонка, являющаяся одним из компонентов известково кремнеземистого раствора низкой плотности, может быть получена из извест няка-ракушечника, крупные месторождения которого имеются на полуострове Мангышлак. Показана возможность и экономическая целесообразность приме нения отходов от добычи пильного камня в карьерах вблизи нефтяных место рождений Мангышлака, обжиг и гашение которых в известь-пушонку могут быть организованы в местных условиях.

В качестве кремнеземистого компонента может быть применён диатомит Киргизского месторождения Актюбинской области.

В исследованиях по подбору состава и изучению свойств известково кремнеземистого тампонажного раствора низкой плотности помимо Киргизско го диатомита Сенгелеевского и Инзенского месторождений, ранее применяв шихся в составе растворов пониженной плотности других типов.

Поскольку снижение плотности известково-кремнеземистого раствора достигается, главным образом, путём увеличения количества воды затворения, необходимо было установить оптимальные составы седиментационно устойчивых растворов.

В основу методики было положено определение коэффициента водоотде ления при сохранении удовлетворительной растекаемости и заданной низкой плотности. Полученные экспериментальные данные показывают, что при зна чении коэффициента водоотделения не более 2% раствор плотностью 1,27-1, г/см3 на базе извести-пушонки и молотого диатомита всех трёх месторождений получается при водоцементных отношениях в пределах 1,75-1,85. Время сохра нения прокачиваемости тампонажного известково-кремнеземистого раствора низкой плотности изучалось методами определения сроков схватывания и вре мени загустевания. Сроки схватывания определялись на приборе Вика, а время загустевания на консистометре КЦ-3.

Данные о влиянии температуры на сроки схватывания свидетельствуют об их удлинении при замене силикагеля диатомитом. Измерение времени загус тевания позволяет сделать вывод, что для цементирования нефтяных скважин, где максимальная температура пласта не превышает 90 оС, известково кремнеземистый раствор может быть применён без замедлителя.

Отмечено, что применение диатомитов, прошедших предварительную термическую обработку (обжиг при 800 оС) способствует ускорению схватыва ния. Этот факт, по-видимому, объясняется тем, что удаление адсорбционно связанной воды приводит к увеличению реакционной способности диатомитов.

Упомянутая выше закономерность изменения времени сохранения прокачивае мости раствора говорит о том, что тампонажные растворы с естественным диа томитом могут быть применены с меньшим количеством замедлителей, чем по добные растворы на основе силикагеля. Изучение изменения времени загусте вания при 90 оС и различных давлениях указывают на то, что при атмосферном давлении рассматриваемая композиция сохраняет свойство прокачиваемости в течение 3 часов 45 минут, а при увеличении давления до 300 атм, указанный период времени сокращается вдвое. Для получения тампонажных растворов с необходимым временем загустевания при температуре 140 оС и давлении атм в качестве воды затворения следует использовать 1-3% раствор винной ки слоты.

Низкая водоудерживающая способность цементных растворов осложняет процесс цементирования и ухудшает качество разобщения пластов. Поэтому определение возможности применения новых тампонажных цементов связано с необходимостью изучения данного технологического процесса. Водоудержи вающая способность тампонажных растворов оценивалась по величине водоот дачи на приборе ВМ-6. Величина конечной водоотдачи растворов на основе из вести-пушонки и обожженного, а также высушенного диатомита, находится в пределах, характерных для обычных тампонажных растворов из портландце мента, несмотря на значительно большее водосодержание. Существенным пре имуществом известково-кремнеземистого раствора, по сравнению с растворами из портландцемента, является пониженная примерно в два раза скорость водо отделения.

Процесс превращения цементного раствора в камневидное тело в стати ческих условиях изучался путём определения кинетически структурообразова ния с помощью конического пластомера.

При анализе полученных экспериментальных данных установлено, что растворы, содержащие выбранные замедлители, имеют большой индукционный период – до 3-х часов при 75 оС. Между концентрацией замедлителей и про должительностью индукционного периода существует определённая зависи мость, позволяющая регулировать продолжительность индукционного периода, в зависимости от условий цементирования (с учётом необходимости возобнов ления циркуляции после остановки, опасности размыва пластовыми водами, га зопроявлений и т.п.).

Для получения искусственного камня максимальной прочности при ис пользовании диатомитов вместо силикагеля оптимальные соотношения исход ных компонентов остаются прежними, т.е. молярное отношение Са(ОН)2: SiО = 0,8-1,2. Приведённые в работе опытные данные свидетельствуют о том, что предварительная термическая обработка диатомитов способствует росту меха нической прочности. Изучение скорости нарастания прочности при различной температуре твердения дало возможности установить, что известково кремнеземистые растворы целесообразно применять для цементирования сква жин, где температура контактирующих пород превышает 60 оС.

Влияние различных температур, давления и продолжительности тверде ния на технологические свойства искусственного камня приведены в таблице 2, из которой видно, что известково-кремнеземистый раствор по прочности зна чительно превосходит гельцементный и диатомитоцементный растворы анало гичной прочности. Изменение прочности и водопроницаемости при положи тельном действии высокой температуры и давления указывает на термическую устойчивость образующегося искусственного камня.

При изоляции продуктивных пластов от водоносных объёмные изменения цементного камня имеют первостепенное значение. Усадка цементного камня недопустима, а небольшое увеличение объёма весьма желательно, так как оно способствует более плотному контакту цементного кольца со стенками сква жины и обсадной колонной. Изменение объёма известково-кремнеземистого тампонажного раствора изучалось при температуре 75 и 900 С. Твердение рас твора в начальный период сопровождается значительным увеличением внешне го объёма – до 10%. После начала схватывания расширение не превышает 1,5%.

Сравнительно большее увеличение объёма присуще растворам, содержа щим естественные диатомиты. Можно предположить, что такая закономерность объясняется набуханием глинистых частиц, имеющихся в небольшом количе стве в составе естественного диатомита.

Для удержания обсадной колонны в проектном положении, а также для изоляции разобщаемых горизонтов необходимо достаточно прочное сцепление с горными породами и обсадными трубами.

Таблица 2 - Технологические свойства искусственного камня Предел прочности при сжа тии, кгс/см2 Водопроводимость,миллидарси Содержание винной ки Молярное отношение Содержание фтори Растекаемость, см 75 140 175 75 140 Плотность, г/см 0 0 0 0 0 0 сгого натрия,% Вид цемента С С С С С С С Са(ОН)2:SiO С В/Ц слоты, % 48 су 90 су 48 ча 14 су 14 су 14 су 48 ча 90 су 48 ча 14 су 14 су 14 су ток ток ток ток ток ток ток ток сов сов сов ток Силикагель и гидрат окиси 1,8 1 1 19 1,25 - 7 12 1 14 14 14 0,16 0,15 0,14 0,14 - кальция тоже 1,8 1 1 19 1,25 3 34 42 4 48 49 50 0,08 0,06 0,02 0,03 0,03 0, Известково кремнеземистый 1,8 0,5 1 20 1,26 2 30 44 4 52 68 70 0,07 0,04 0,03 0,03 0,02 0, (диатомит вы сушенный) Известково кремнеземистый 1,75 0,5 1 19 1,27 2 47 55 7 76 71 71 0,06 0,04 0,03 0,02 0,02 0, (обожжённый диа- томит) Диатомит цемент ный 2,1 - - 20 1,26 - 0 5 6 5 5 5 100 70 70 - 70 Гельцементный 2,1 - - 20 1,27 - 2 2 3 3 3 3 500 500 - - 500 При определении сцепления разрабатываемого облегчённого раствора с металлом для сравнения испытывались гельцементные и диатомитоцементные растворы аналогичной плотности. Сопоставление полученных эксперименталь ных данных показывает, что по величине прочности сцепления с металлом эти растворы можно расположить в следующий ряд (в сторону возрастания): гель цементный, диатомито-цементный и известково-кремнеземистый (соответст венно 0,14 и 18 кгс/см2).

Для оценки изолирующей способности изучаемого цементного раствора против фильтрующихся пластовых вод было проведено испытание образцов длиной и диаметром 1 см из известково-кремнеземистого, диатомит цементного и гельцементного растворов плотностью 1,26г/см3, находившихся в течение 90 суток в стеклянных обоймах под перепадом давления в 133 Па.

Предварительная выдержка составляла 7 суток при 90 оС. Через образцы из из вестково-кремнеземистого раствора на основе высушенного диатомита к 3 сут кам профильтровалось 3 см3 жидкости, на основе обожжённого диатомита – см3, в дальнейшем фильтрация прекратилась (табл. 3).

Таблица 3 - Оценка изолирующей способности изучаемого цементного раствора Растекаемость, см Плотность, г/см Количество профильтрованной воды, см Вид цемента В/Ц 14 суток 28 суток 35 суток 90 суток 2 суток 3 суток 7 суток Известково- 1,80 1,26 21 2 3 3 3 3 3 кремнеземистый (диа томит высушенный) Известково- 1,75 1,26 21 7 9 9 9 9 9 кремнеземистый (обожжённый диато мит) Диатомито цементный 2,10 1,27 20 22 34 47 65 80 82 Гельцементный 2,10 1,26 20 8 13 28 54 84 98 Образцы из гельцементного и диатомито-цементного раствора фильтро вали жидкость в течение всего опыта, который продолжался в течение 90 суток.

Образцы из диатомито-цементного раствора оказались наиболее проницаемыми в начальный период. К 2 суткам профильтровалось 22 см3, затем фильтрация замедлилась и к 90 суткам профильтровалось 130 см3. Гельцементные образцы показали меньшую начальную фильтрацию – 8 см3 через 2 суток. В дальнейшем продолжалась интенсивная фильтрация и к 90 суткам профильтровалось см3 жидкости. Анализ результатов этого эксперимента показывает значительно лучшие изолирующие свойства разработанного цемента по сравнению с другими типа ми «облегчённых» тампонажных цементов и подтверждает правильность рабо чей гипотезы, положенной в основу исследований. Тонкопористая структура камня известково-кремнеземистого цемента оказалась быстро закольматиро ванной продуктами взаимодействия с пластовой водой. Образцы из диатомито цементного раствора, содержащие мало цемента, оказались самыми проницае мыми в начальный период, однако по мере вступления диатомита в реакцию их проницаемость уменьшалась. Наконец, гельцементные образцы оказались наи более уязвимыми, т.к. крупные капиллярные поры, сохранившиеся в цементном камне, служат каналами продолжающейся фильтрации жидкости.

В шестом разделе приведены результаты опытно-промышленного испы тания расширяющейся добавки НРВ на месторождении Северный Жанаталап.

Расширяющаяся добавка НРВ представляет собой порошок чаще всего бе лого или серого цвета, пылящий, негорючий, взрывобезопасный, обладаю щий щелочными свойствами (рН=12,5) Физико-механические свойства:

- сроки схватывания: начало - не ранее 25 мин., конец - не позднее 2-х ча сов;

- разбиваемое давление: через 24 часа после затворения - не менее 20 МПА, через 48 часов после затворения - не менее 80 Мпа;

- содержание свободного СаО,% по массе, не менее 80%;

- водопотребность, % - 30-33.

Оптимальное соотношение компонентов в смеси зависит от температу ры в забое скважины, качества стандартного портландцемента и колеблется от 7-8% до 25-30% НРВ. Приготовление тампонажного раствора осуществля ется непосредственно на буровой путем сухого перемешивания стандартного тампонажного портландцемента и расширяющей добавки НРВ при перетари вании через цементо-смесительные машины.

Основными критериями при выборе соотношения компонентов и разра ботке рецептуры расширяющегося тампонажного раствора являются проч ность контакта цементного камня с ограничивающей поверхностью, а также линейное расширение тампонажного раствора и предела прочности цементного камня.

Работы по внедрению опытных партий расширяющихся тампонажных це ментов проводили на скважинах 140, 141, 142, 143, 144, 145, 146, 147 месторож дения Северный Жанаталап. Основной особенностью этого месторождения явля ется наличие в 3-5 м ниже интервала перфорации напорного водоносного пласта турнейского горизонта, имеющего давление более чем на 10 кг/см2 выше, чем в продуктивном пласте. Кроме того, траектории указанных скважин имели боль шие зенитные углы, достигающие 30 оС в интервале залегания продуктивных пластов. Все это явилось причиной возникновения эначительного числа заколон ных перетоков на скважинах, зацементированных по стандартной технологии.

Вследствие незначительной глубины скважин (1250-1300 м) температура на забое составляет 34-35 оС, поэтому для цементирования применялась 7-8% расширяющейся добавки к портландцементу.

Таблица 4 - Основные свойства применения расширяющейся добавки НРВ Физико-механические Линейное расшире ние через 24 часа свойства камня через 48 (24) ч. твердения Температура,оС Тампонажная МПа твердения смесь % Предел прочности Прочность контакта при изгибе (сжа- ограничивающей тии) поверхностью ПЦТ 1-50 20 - 4,85 (6,1) 0, С прим. 3-5 % НРВ 20 10.2 4.91 (6.4) 2. ПЦТ 1-50 40 - 6.03 (14.9) 0. С прим. 7-8 % НРВ 40 11.8 6.82 (14.9) 2. ПЦТ 1-100 75 - 5.68 (10.7) 1. С прим. 15-20 % НРВ 75 19.3 5.82 (9.9) 1. Весь объем тампонажного раствора в количестве 10-12 м. куб. при про ведении цементирования готовился в осреднительной емкости для более полно го усреднения его состава. Применение расширяющихся добавок при производ стве тампонажных растворов на скважинах месторождения Северный Жаната лап позволило не только полностью исключить возникновение заколонных межпластовых перетоков, но и значительно повысить качество сцепления це ментного камня с обсадной колонной по данным геофизических методов ис следования цементирования. В связи с разнообразием горно-геологических ус ловий при подготовке к цементированию каждой скважины производился под бор оптимального соотношения цемента и расширяющейся добавки НРВ в там понажной смеси в зависимости от температуры применения. Применение рас ширяющейся добавки для цементирования интервалов залегания продуктивных и водоносных пластов в указанных скважинах позволило получить безводную продукцию даже в скважинах с перепадами давлений между пластами 30- кг/см2 (таблица 5).

Одним из наиболее сложных с точки зрения создания надежной крепи скважины и разобщения пластов являются скважина № 141 месторождения Се верный Жанаталап. Продуктивный разрез скважин представлен перемежаю щимся пластами с малыми эффективными мощностями, причем интервал зале гания продуктивных пластов часто превышает 500 метров. Продукция скважин высоковязкие парафинистые нефти, что требует создания высокой депрессии на платы при вызове притока.

Вследствие низкой температуры в скважинах (20-30 градусов) возникла необходимость применения НРВ в количестве 3-5% от тампонажного портланд цемента. Кроме того, была разработана, специальная технология цементирова ния, позволяющая согласовать сроки расширения системы со сроками внедрения технологического процесса.

Таблица 5 – Качество цементирования интервала залегания продуктивных и во доносных пластов в скважинах Северного Жанаталапа.

Цементирование по традиционной тех Цементирование с НРВ нологии Номер Коэффициент Номер Коэффициент скважины качества скважины качества 145 0. 0.98 146 0. 0.98 147 0. 0.86 148 0. 0.99 60 0. 144 0.85 61 0. 62 0. Среднее значение 0.93 Среднее значение 0. Таким образом, результаты проведенных работ по применению расши ряющихся добавок НРВ (таблица 6) убедительно показали их высокоэффектив ность для надежного разобщения близкорасположенных разнонапорных пла стов в скважинах с самими разнообразными сложными горно-геологическими условиями.

Таблица 6 – Условия цементирования и результаты внедрения НРВ в скважи нах Северный Жанаталап ъ Номер скважины 141 142 143 144 145 146 Интервал цемен- 2527- 2530- 27645- 1562- 2530- 2920- 3033- тирования, м 2130 2150 2420 1360 2130 Температура на забое, оС 53 47 54 38 47 68 Средняя плотность 1,85 1,86 1,85 1,77 1,88 1,82 1, раствора, г/см Толщина пере- 31 5 11 7 5 7 мычки между во доносным пластом и интервалом пер форации, м Перепад давлений 50 30 - - 30 30 между разобщен ными пластами, кг/см Коэффициент ка- 0,46 0,87 0,70 0,64 0,51 0,98 0, чества цементиро вания в интервале Примечания:1. Пластовый флюид в перфорированном пласте - нефть. 2.

Процент расширяющейся добавки НРВ 7-8%, а для скв.147 НРВ - 15-20%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Выбор эффективного способа крепления стволов скважин на основе ре зультатов аналитического и экспериментального обоснования геомеханических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений путём качественного цементирования скважин на примере конкретных месторождений является важ нейшей прикладной задачей разработки и эксплуатации нефтяных и газовых ме сторождений Республики Казахстан.

Для решения указанной задачи проведено исследование устойчивости формы кругового контура скважины по отношению к малым возмущениям формы контура, которые возникают в процессе строительства скважин, прове дено исследование явления кавернообразования первого и второго рода, полу чены решения краевой задачи в классе ограниченных и неограниченных потен циалов, получена предельная глубина скважины, на которых начинается про цесс развития каверн.

Результаты проведенных теоретических и опытно-промышленных иссле дований показали, что:

1. Гидростатическое давление жидкости влияет лишь на устойчивость круговых стенок и кавернообразование первого рода;

кавернообразование вто рого рода не зависит от давления жидкости в круговой скважине.

2. Учитывая стратифицированную (слоистую) структуру земной коры, можно считать, что описанное явление потери устойчивости и кавернообразо вания может происходить также на небольших глубинах в малопрочных слоях.

Поэтому при оптимальном управлении бурением необходимо иметь в виду, что выбором параметра управления р можно избежать кавернообразования первого рода, причем должно соблюдаться условие (2 – 1) q р в соответствующем слое.

3. Кавернообразование второго рода является практически неуправляемым процессом. Некоторое влияние на с и породы оказывает лишь образование глинистой корки на стенках скважины под действием бурового раствора.

4. Структура искусственного камня, образующегося при твердении мине ральных вяжущих веществ, характеризуется наличием пор с радиусами от до нескольких мк. Водопроницаемость искусственного камня зависит от объё ма пор радиусом более 0,05 мк. Снижение плотности тампонажных растворов путём увеличения их водосодержания приводит к значительному увеличению содержания крупных пор, резкому повышению водопроницаемости и сниже нию прочности.

5. Низкая водопроницаемость при высокой общей пористости достигается путём обеспечения благоприятного распределения пор. Содержание пор радиу сом более 500 в объёме цементного камня должно быть не выше 0,35 см3/см3, пор радиусом более 1 мк не выше 0,05 см3/см3. Благоприятное распределение пор по радиусам в цементном камне может быть получено при увеличении чис ла центров кристаллизации новообразований, мелкой их кристаллизацией, об разованием тонковолокнистых структур. В этом отношении желательно при сутствие в цементном камне волокнистых низкоосновных гидросиликатов CSH(B) тоберморита, ксонотлита, трускоттита.

6. При изучении механизма замедления сроков схватывания тампонажных растворов на основе системы Са(ОН)2-SiO2-H2O установлено, что при наличии добавок винной, фосфорной и борной кислот концентрация гидрата окиси кальция в жидкой фазе значительно снижается. Снижение скорости растворе ния гидрата окиси кальция обусловлено образованием на его поверхности хе мосорбционных пленок в виде кальциевых солей этих кислот. По активности замедляющего действия кислот их можно расположить в ряд: вин наяфосфорнаяборная.

7. В образцах оптимального состава физическими методами структурного анализа установлена закономерность фазовых переходов гидросиликатов каль ция. Продуктами затвердевания облегченных известково-кремнеземистых рас творов оказались, преимущественно, гидросиликаты кальция с основностью около единицы. К ним относится CSH(B), тоберморит и, возможно, ксонотлит, которые обеспечивают свойства искусственного камня, необходимые для на дёжной изоляции продуктивных горизонтов и эффективного крепления экс плуатационных колонн в скважинах, а именно прочность выше 40 кгс/см2 при сжатии, водопроницаемость ниже 0,1 мл, отсутствие усадки при твердении и термостойкость.

8. Экспериментально доказано интенсифицирующие действия фтористого натрия в процессе твердения тампонажных растворов на основе системы Са(ОН)2-SiO2-H2O. При изучении механизма интенсифицирующего действия фтористого натрия на процесс твердения выяснилось, что связывание гидро окиси кальция и образование хорошо закристаллизованных разновидностей гидросиликатов происходит быстрее. Значительное влияние оказывает добавка фтористого натрия на сруктуру искусственного камня, делая ее тонко пористой и мелкокристаллической. Путём совместного помола продукта обжига карбо ната кальция и модифицирующих добавок разработан тампонажный материал НРВ, содержащий от 65 до 95% СаО.

Список опубликованных работ по теме диссертации 1. Алиев Н.У., Сахатова Г.С., Ягудеев Р.Ш., Запарожец Л.С., Утегенов М.М., Ягудеев Т.А. Эфирокислоты как воздухововлекающие добавки ячеистых материалов, замедлители схватывания цементных растворов / Материалы научно-практ. конф. «Нефтепереработка и нефтехимия – 2002», Уфа: НИИ нефтехимпереработки, 2002. С. 165-167.

2. Сахатова Г.С., Ягудеев Т.А., Алиев Н.У., Алтаева Г.С., Амангосова А.Г., Ягудеев Р.Ш. Оптимум получения эфирокислот при окислении жидких па рафиновых углеводородов мангышлакских и кенкиякских нефтей, найден ный с использованием метода многократного планирования эксперимента / Материалы научно-практической конференции «Нефтепереработка и неф техимия – 2002», Уфа, 21 мая, 2002. С. 222-224.

3. Алиев Н.У., Сахатова Г.С., Ягудеев Т.А., Алтаева Г.С., Амангосова А.Г., Ягудеев Р.Ш. Перспективы переработки нефтей месторождений полуостро ва Мангышлак / Сборник докладов конференции «Химия-2002», Алматы, 2002. С. 3-7.

4. Алиев Н.У., Запорожец Л.С., Ягудеев Р.Ш. Исследование влияния минера лизованных пластовых вод на пористость цементного камня в процессе твердения тампонажных цементов // Вестник КазНТУ, 2005. № 5 (43). – С.

125-128.

5. Алиев Н.У., Сахатова Г.С., Ягудеев Р.Ш. Изучение влияния температуры на свойства облегченных тампонажных растворов при цементировании сква жин / Материалы Международной научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности Казахста на», Алматы, 14-15 декабря, 2005. С. 398-401.

6. Ягудеев Р.Ш., Алиев Н.У., Ягудеев Т.А. Применение облегчённых тампо нажных растворов на основе системы Ca(OH)2+SiO2+H2O / Труды Между нар. научно-метод. конференции «Совершенствование взаимосвязи образо вания и науки в XXI веке и актуальные проблемы повышения качества под готовки высококвалифицированных специалистов», Шымкент, 2006. Т. I. С.

213-215.

7. Алиев Н.У., Джексенбаев Е.К., Ягудеев Р.Ш. Изучение стойкости цементно го камня к воздействию агрессивной пластовой воды / Материалы Между народной научно-технической конференции «Инновационные пути разви тия нефтегазовой отрасли Республики Казахстан», Алматы, 2007. –С. 33-34.

8. Ягудеев Р.Ш., Алиев Н.У. Исследование структуры цементного камня из различных тампонажных цементов // Материалы Международной научно технической конференции «Инновационные пути развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан», Алматы, 2007. –С. 34-36.

9. Алиев Н.У., Джексенбаев Е.К., Ягудеев Р.Ш. Обоснование пригодности вы сококремнеземистых компонентов для тампонажных растворов по седимен тационной устойчивости и прокачиваемости / Сборник трудов Междуна родной научно-практической конференции «Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии», Алматы, 2008. – С. 98-100.

10.Алиев Н.У., Ягудеев Р.Ш., Ягудеев Т.А. Исследование закономерности формирования пористой структуры цементного камня / Сборник трудов Международной научно-практической конференции «Проблемы инноваци онного развития нефтегазовой индустрии», Алматы, 2008. – С. 100-104.

11.Ягудеев Р.Ш. Опытно-промышленное испытание новой расширяющейся добавки // Новости науки Казахстана, 2009. № 2. – С.33-87.

12.Ягудеев Р., Алиев Н. Исследование свойств тампонажных материалов из различных цементов // Известия НАН РК, Серия хим., № 2. – С. 87-90.

13.Алиев Н.У., Баймухаметов М.А., Ягудеев Р.Ш. Аналитическое определение предельной глубины скважины // Новости науки Казахстана, 2010, вып. № (104) – С. 59- 14.Алиев Н.У., Баймухаметов М.А., Ягудеев Р.Ш. Исследование явления ка вернообразования при наличии зон закритического состояния // Поиск, 2010, №1. – С. 266-269.

15.Алиев Н.У., Баймухаметов М.А., Ягудеев Р.Ш. Аналитическое исследова ние равновесного состояния скважины // Вестник Карагандинского универ ситета, 2009, №4(56). – С. 55-58.

16.Алиев Н.У., Баймухаметов М.А., Ягудеев Р.Ш.Аналитическое исследование устойчивости стенок скважины // Наука и образование Южного Казахстана, 2009, №4 (77)- С.25-27.

17.Алиев Н.У., Баймухаметов М.А., Ягудеев Р.Ш. Напряженное состояние природного массива призабойной зоны скважины // Вестник КазНТУ, 2010, № 2 – С 132-134.

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ В

АВТОРЕФЕРАТ

Е ДИССЕРТАЦИИ Условное сокращение Полное название или обозначение В/Ц Водо-цементное отношение СаСО3 Карбонат кальция SiO2 Оксид кремния NаСL Хлорид натрия МgСО3 Карбонат магния ГОСТ Государственный стандарт Казахский научно-исследовательский геолого КазНИГРИ разведочный нефтяной институт Уфимский государственный нефтяной технический УГНТУ университет К Клинкерные минералы Са Кальций Si Кремний ПЦ Портландцемент тампонажный С3S Алит С2S Белит C3A Целит C4AF Алюмоферрит Н2 О Оксид водорода НОГСК Низкоосновные гидросиликаты кальция ВОГСК Высокоосновные гидросиликаты кальция Са(ОН)2 Гидроксид кальция СаАF2H Гидрокарбоалюмоферрит кальция 3СаAl2O3CaCO311H2O Гидрокарбоалюминат кальция (ГКАК) СаSiO3CaCO3CaSO4.15H2O Таумасит Кр Коэффициент размалываемости ЦМТР Цементно-меловые тампонажные растворы СаS Сульфид кальция FeS Сульфид железа СО2 Углекислый газ Н2 S Сероводород В/С Водо-смесовое отношение из Прочность на изгиб Р-р Раствор ОПФ Обратная полюсная фигура Ягудеев Рахметлы Шамарданлы ыны шегендеу сапасын арттыру арылы мнай мен газ кен орындарын тиімді игеруін жетілдіру 25.00.17 Мнай мен газ кен орындарын игеру жне пайдалану Тйін Зерттеу нысандары. Цементтік тасты рылымын зерттеу, тыыздыы тмендетілген тампонажды материалдарды шыару жне оларды коррозияа арсы бекріктігін арттыру.

Жмысты масаты: Шегендеуші бырларды цементтеуді сапасын арттыру арылы мнай мен газ кен орындарын тиіміді игеруді жетілдіру, яни Тере мнай жне газ ымаларын цементтеу шін азіргі уаыта сйкес келетін тыыздыы тмендетілген тампонажды материалдарды шыару жне зерттеу.

Тыыздыы тмен тампонажды ерітініділерді технологиялы асиеттерін жасартатын дістерді табу жне оны зерттеу.

Тыыздыы тмен тампонажды ерітініділерді коррозияа арсы беріктілігін арттыру жне оны зерттеу.

Жеілдетілген тампонажды материалдарды пайдалану жне дайындау технологиясын жасау жне оны негіздеу.

цементтік тасты рылымын зерттеу.

Зерттеу дістері. Зертханалы зерттеулер нтижелеріні дрыстыын алдын ала тексерілген лшеу дістері мен стандартты зерттеу ондырылары мен ралдарын пайдалану негізінде жзеге асты.

Тампонажды композицияны рылымын зерттеу шін рамына ататын німіні фазалы рамын зерттейтін, кристтады жне аморфтых фазаларды санды лшемін анытайтын жне кристаллдар скен кезде пайда болатын микрокернеулерді баалайтын комплекстік діс жасалды, олар рентгенографиялы діспен жне электронды микроскоппен ЭМУ-де лшенді.

Жмысты орытындылары:

1. Минералды ттыр заттарды атаюы нтижесінде тзілген жасанды тастарды рылымды радиустары 30 – дан кіші мк болып табылатыны аныталды. Жасанды тастарды су ткізгіштігі торларды клемдері 0,05мк шамасында болады.

2. Тампонажды ерітінділерді тыыздыын су млшерін кбейту арылы тмендеуі лкен кеуектерді кбеюіне, су ткізгіштік асиетіні жоарлауына жне беріктікті тмендеуіне келетіні аныталды.

3. Торлар таралымдары жаымды болу шін жалпы кеуектілікті тмен ылал ткізгіштігі торларды рамы цеементтік тасты радиустары 500, ал клемі 0,35см3/см3-тан аспауы тиіс, ал тор радиусы 1 мк 0, см3/см3-тен кп болмауы тиіс.

4. Торлар таралымы жаымды болуы шін цементтік тас жа талшыты рылымдар тзіліп, кристалданып жаа тзілген орталы кристалдар саны кбеюі ажет. Бл атынаста цементтік таста жаталшыты тмен негізді тоберморит, ксонотлит, трускотит рамында болуы тиіс.

5. Са(ОН)2–SіО2– Н2О жйесіндегі тампонажды ерітінділерді ату мерзімін тежейтін механизмін зерттеуде винндік, фосфорлы жне борлы ышылдарды осымша болуы кальций гидроксидіні сйы фазасында шамамен тмендейді.

6. Кальций гидратыны еру жылдамдыыны тмендеуі оны бетіндегі осы ышылдарды кальций тздарыны негізінде хемосорбциялы пленкаларды тзілу нтижесінде пайда боланын крсетеді. Олардаы озалысты тежеу активтілігі мынандай атарда: винндік фосфорлы борлы.

7. Кальций гидросиликаттарыны фазалы ауысуы заыдылытары физикалы рам дісі арылы оптималді рамы аныталды. Жеіл ктік-мды ерітінділерді атаюындаы нім негіздігі бір шамасында болып келген гидросиликаттар екені табылды. Олара СSН(В), тобермит жне ксонотлит те болу ммкін.

8. Са(ОН)2– SіО2 – Н2О жйесіндегі тампонажды ерітінділерді атаюына фторлы натрийды интенсификациялы сері тжірибе жзінде длелденді. Фторлы натрийды интенсификациялы серіні атаю кезіндегі механизмін зерттеуде кальций гидроксидтеріні гидросиликаттарды тез байланысуы мен тзілу кристалды трлеріні пайда болу ыпал етеді.

9. Фторлы натрий оспаа осанда ол жасанды тасты рылымын кеуекті етіп сатап кристалдандырады.

10. Кальций карбонатыны жандыру німін біріктіру дісі арылы рамында 65-тен 95 % СаО бар тампонажды материал НРВ делді.

ылыми жаалыы. ткізілген зерттеулерді ылыми жаалы мыналар болып табылады:

- тыыздыы тмен цемент жне карбонатты оспалар негізіндегі жеілдетілген тампонажды ерітіндіні алу ммкіндігі теориялы трде негізделді жне тжірибе трінде длелденді;

- карбонатты жне силикатты оспаларыны рамы негізінен тоберморит жне ксонотлиттен тратыны аныталды, олар ыларды сапалы шегендерге жне кеістіктегі цементтік тасты беріктігін арттыруа ыпал етеді;

- карбонатты жне силикатты оспалар осу арылы тампонажды материалдарды коррозияа арсы беріктілігін арттыруа болатындыы теориялы трде негізделді жне тжірибе жзінде длелденді.

Енгізу дрежесі. ымаларды саылаусыздыын аматамасыз етуге жне оны цементтеуді сапасын жне тратылыын арттыруа баытталан шаралар. Атырау облысыда Солтстік Жааталап мнай кен орындарында ндірістік сынатан тті, оны нтижесінде ы шегендеу сапасыны крсеткішін 0,74-тен 0,93-ке ктерді.

RAKHMETULLA S. YAGUDEEV DEVELOPMENT OF OPTIMUM EXTERNAL OF OIL AND GAS DEPOSITS ENVIRONMENTS BY UPGRADING CEMENTATION OF MINING HOLES Dissertation for the scientific degree of Technical Sciences Speciality: 25.00.17. Development and exploitation of oil and gas deposits SUMMARY Subject of research. A research object is Research of structure of cement stone, selection of cementing materials of the lowered closeness and research of cor rosive firmness of cementing materials Purpose of research. - By high-quality cementation of mining holes to de velop optimum external of oil and gas deposits environments, namely:

Research tasks:

•to develop and probe cementing materials of the lowered closeness, proper the modern terms of cementation of deep oil and gas mining holes;

•to develop and probe the methods of improvement of technological properties of cementing solutions of the lowered closeness;

•to develop and probe corrosive firmness of cementing materials of the lowered closeness;

•to probe the structure of cement stone Research methods •Properties of cementing material were studied both standard and special methods of research.

•The study of the difficult cement systems was made sciagraphy methods and on the electronic microscope of EM-7, on which the change of quantitative correlation was determined crystalline and amorphous constituents structures of cement stone, arising up in the process of growth of kristalitov Basic results of research 1. It is set that the structure of artificial stone, appearing at hardening of mineral astringent matters, is characterized the presence of pores with radiuses from 30 E to a few mk. Permeability to water of artificial stone depends on the volume of pores a radius more than 0,05 mk.

2. It is shown that the decline of closeness of cementing solutions by the increase of their results in the considerable increase of maintenance of large pores, sharp in crease of permeability to water and decline of durability.

3. It is shown that low permeability to water at high general porosity is arrived at by providing of the favourable distributing of pores. Table of contents of pores a ra dius more than 500 E in the volume of cement stone it must be not higher 0, sm3/sm3, pores by a radius more than 1 mk not higher 0,05 sm3/sm3.

4. It is set that the favourable distributing of pores on radiuses in a cement stone can be got at the increase of number of centers of crystallization of new formations, by their shallow crystallization, formation of structures. In that behalf being in the cement stone of fibred gidrosilikats of CSH(B) is desirable tobermorit, ksonotlit, truskottit.

5. At the study of mechanism of deceleration of terms of grasping of cementing solutions it is set on the basis of the system, that at presence of additions of winy, phosphoric and boric acids the concentration of hydrate of oxide of calcium in a liq uid phase goes down considerably.

6. It is shown that the decline of speed of dissolution of hydrate of oxide of cal cium is conditioned education on his surface of khemosorbcionnykh tapes as calcium salts of these acids. On activity of slowing action of acids they can be disposed in a row: wine phosphoric coniferous forest.

7. In the standards of optimum composition the physical methods of structural analysis are set conformity to the law of phase transitions of gidrosilikatov of cal cium. The gidrosilikaty of calcium appeared the products of consolidation of the fa cilitated lime-silica solutions, mainly, with osnovnost'yu near unit. To them behaves, tobermorit and, possibly, ksonotlit, which provide properties of artificial stone, nec essary for the reliable isolation of productive horizons and effective fastening of op erating columns in mining holes, namely durability higher 40 kgs/sm2 at a compres sion, permeability to water below 0,1 ml, absence of usadki at hardening and heat resistance.

8. The intensifying actions of fluorine sodium are experimentally proved in the process of hardening of cementing solutions on the basis of the system. At the study of mechanism of intensifying action of fluorine sodium it turned out on the process of hardening, that fastening of hydroxide of calcium and formation of well varieties of gidrosilikats took a place quick. The considerable influencing is rendered by addition of fluorine sodium on sruktur of artificial stone, doing it thinly porous and small kristallic 9. By the joint grade of product of burning of carbonate of calcium and modifying additions tamponazhnyy material of NRV, containing from 65 to 95% SAO, is devel oped.

Scientific novelty of work:

•in theory grounded and possibility of receipt of cementing solutions of the lowered closeness in the wide interval of closenesses on the basis of astringent and carbonate additions is experimentally confirmed;

•Tobermorit and ksonotlit appeared the products of consolidation of the facilitated lime-silica solutions, which render considerable influence on high-quality cementa tion of mining holes and increase of durability of cement stone.

•In theory grounded and the increase of corrosive firmness of cementing material and silicate addition is experimentally confirmed.

Practical value. Developed requirement to the cementing systems of the low ered closeness on the whole and to their constituents. Compounding of the facilitated cementing materials is developed for the temperature interval of 20.120 os;

Realization of work is in industry. The experimentally-industrial test of ex tending addition of NRV is conducted on a deposit North Zhanatalap, as a result of which it was succeeded to heave up the coefficient of quality of cementation of min ing holes from 0,74 to 0,93.



 

Похожие работы:


 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.