Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Состояние крепления скважин и постановка задачи исследования 10
1.1.1. Краткая характеристика особенностей геологического строения изучаемых районов 10
1.1.2. Соленосная толща Восточной Туркмении и ее влияние на распределение нефтегазоносности мезозойского разреза 12
1.2. Условия цементирования скважин 16
1.2.1. Температура и давление в скважинах 16
1.2.2. Пластовые воды и отложения солей 21
1.3. Применяемая конструкция скважин 23
1.4. Осложнения при цементировании обсадных колонн . . 23
1.4.1. Поглощение цементного раствора 23
1.5. Применяемые тампонажные смеси и методы цементирования обсадных колонн 28
1.6. Заколонные проявления и межколонные перетоки. 31
1.7. Постановка задачи исследования 34
ВЫВОДЫ 35
ГЛАВА II. Теоретические предпосылки, методика исследований и характеристика применяемых материалов 37
2.1.1. Теоретические предпосылки разработки термосолестойкого облегченного тампонажного цемента .... 37
2.1.2. Общие сведения об аргиллитах 49
2.2. Методы и методика исследований 52
2.2.1. Определение сжимаемости вспученного аргиллита 56
2.2.2. Определение сцепления цементных образцов с металлом 57
2.2.3. Определение коррозионной стойкости цементных образцов 57
2.2.3.1. Обоснование выбора агрессивных сред 57
2.2.3.2. Методика исследования коррозионной стойкости цементного камня 61
2.2.4. Исследование фазового состава цементного камня 63
2.2.5. Применение методов математической статистики 63
2.2.5.1. Оценка комплекса свойств цементного камня с помощью функции желательности 63
2.2.5.2. Методы планирования экспериментов 65
2.3. Характеристика применяемых материалов. ...... бб
ГЛАВА III. Исследования и разработка облегченного термои солестойкого тампонажного материала 68
3.1. Лабораторные исследования вспученного аргиллита как облегчающей добавки к тампонажному цементу 68
3.1.1. Сжимаемость вспученного аргиллита 70
3.1.2. Состав смеси 72
3.1.3. Исследования физико-механических свойств камня из цементно-аргиллитовых и цементно-аргиллито-глинистых растворов 73
3.2. Использование методов полного факторного эксперимента и крутого восхождения для отыскания оптимума и сравнительные испытания цементов 77
3.3. Исследования солестойкости тампонажных
цементов 90
3.4. Сроки схватывания и загустевания изучаемых
тампонажных растворов 102
ВЫВОДЫ 106
ГЛАВА ІV. Опытно-промышленные испытания и экономическая эффективность разработанных рекомендаций .... 108
4.1. Опытно-промышленные испытания разработанных рекомендаций 108
4.1 1. Опытно-промышленные испытания разработанного цементно-аргиллитового тампонажного материала с небольшим количеством бентонита 108
4.1.1.1. Цементирование 273-миллиметровой промежуточной колонны в скважине 252 площади Западный Шатлык
4.1.1.2. Цементирование 168-миллиметровой эксплуатационной колонны в скважине 118
площади Байрам-Али 112
4.1.2. Опытно-промышленные испытания разработанных коррозионностойких химических добавок (fJQiSOi, и К2С03 ) 114
4.1.2.1. Цементирование 273-миллиметровой промежуточной колонны в скважине площади Даулетабад 115
4.1.2.2. Цементирование 245-миллиметровой промежуточной колонны в скважине площади Даулетабад 116
4.1.2.3. Цементирование 177,8-миллиметровой эксплуатационной колонны в скважине площади Даулетабад 117
4.1.2.4. Цементирование 168-миллиметровой эксплуатационной колонны в скважине площади Даулетабад 118
4.2. Экономическая эффективность применения цементно-аргиллитового тампонажного материала. ... 119
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 121
ЛИТЕРАТУРА 123
- Краткая характеристика особенностей геологического строения изучаемых районов
- Теоретические предпосылки разработки термосолестойкого облегченного тампонажного цемента
- Лабораторные исследования вспученного аргиллита как облегчающей добавки к тампонажному цементу
- Опытно-промышленные испытания разработанных рекомендаций
Введение к работе
Планом социально-экономического развития народного хозяйства СССР на одиннадцатую пятилетку намечено значительное увеличение добычи нефти и газа.
Это вызывает необходимость форсированного освоения новых нефтегазодобывающих провинций, что имеет прямое отношение к Восточной Туркмении, где планируется довести добычу газа в 1985 г. до 77 млрд.м3.
Выполнение поставленных задач предусматривает значительное увеличение объемов глубокого бурения, что в свою очередь требует внедрения ряда мероприятий, обеспечивающих долговременную эксплуатацию скважин.
Успех бурения скважин на нефть и газ, их освоение и длительность эксплуатации во многом зависят от надежности крепления ствола скважины и изоляции продуктивных пластов. Немаловажную роль при этом играют свойства образующегося в затрубном пространстве цементного камня, основное назначение которого - предотвращать переток жидкости или газа из пласта в пласт или на дневную поверхность.
Строительство глубоких скважин в Восточной Туркмении осложнено наличием высоких забойных температур, достигающих 200С, мощных соляно-ангидритовых толщ с включением линз рапы, поглощений бурового и тампонажного растворов, а также высоконапорных горизонтов, насыщенных сильноминерализованными водами. Все это создает значительные трудности при креплении скважин и предъявляет жесткие требования к тампонажным материалам.
Применяемые в настоящее время в Восточной Туркмении облегченные тампонажные материалы не отвечают указанным требованиям, о чем свидетельствуют многочисленные случаи межпластовых перетоков флюидов при опробовании и эксплуатации скважин.
Наиболее распространенным способом снижения плотности тампонажних растворов является разбавление их большим количеством воды. При этом неизбежно увеличение объема пор в цементном камне. Известно, что в естественных гидротермальных условиях глубоких скважин эти цементы образуют камень с недопустимо низкой прочностью и высокой проницаемостью. Проблема получения малопроницаемого и высокопрочного цементного камня особенно актуальна для тампонажных растворов низкой плотности.
Одним из необходимых условий качественного разобщения продуктивных горизонтов является правильно подобранный состав тампонажного материала. Это особенно важно при проводке скважин в сложных геологических условиях.
Цель работы - повышение качества крепления скважин в сложных геологических условиях Восточной Туркмении путем создания рецептур новых эффективных специальных облегченных термо- и кор-розионностойких тампонажных материалов.
В связи с этим поставлена задача разработки новых термо-и коррозионностойких облегченных тампонажных материалов, отвечающих требованиям сложных геологических условий Восточной Туркмении.
Работа основана на анализе литературных и фактических материалов по креплению скважин, результатов лабораторных исследований автора и опытно-промышленных испытаний применительно к конкретным геологическим и технологическим условиям бурения скважин в Восточной Туркмении.
Опытно-промышленные испытания проводились под непосредственным руководством автора.
Работа выполнена в ТуркменНИПИнефть. Отдельные разделы работы, по мере их выполнения, были доложены инженерной общественности: на научно-технической конференции ТуркменНИПИнефть в г. Небит-Даге в 1974 г., техническом совещании по вопросам цементирования скважин в условиях углекислой агрессии и высоких температур в г. Чарджоу в 1974 г., конференции молодых ученых Туркмении, посвященной 50-летию ЛКСМ Туркменистана в г. Ашхабаде в 1975 г., научно-технической конференции "Вклад молодежи Туркмении НТО НГП в развитие нефтегазодобывающей промышленности Туркменской ССР" в 1978 г. и первой городской конференции молодых ученых и специалистов "Актуальные проблемы науки в народном хозяйстве" в г. Уфе в 1980 г.
Считаю своим приятным долгом, выразить глубокую признательность и сердечную благодарность моим учителям, научному руководителю д.т.н. профессору В.С.Данюшевскому и научному консультанту к.т.н. А.Б.Перенглиеву за постоянное внимание к работе и ценные советы.
Краткая характеристика особенностей геологического строения изучаемых районов
В соответствии с принятой классификацией геоструктурных элементов на карте тектонического районирования платформенного чехла Восточной Туркмении выделяются крупные сложнопостроенные Амударь-инская и Мургабская впадины, разделенные Репетек-Чешминской зоной поднятий (рис. I.I) fQj.
Протяженность Амударьинской впадины с юго-востока на северо-запад около 650 км, а с юго-запада на северо-восток до 200 км. Протяженность Мургабской впадины свыше 150 км при ширине от 20 до 40 км (размеры по структурной карте по кровле мела) fQj.
Анализ литолого-фациальных особенностей, различие в мощностях стратиграфических подразделений осадочного чехла и связанная с этим различная стратиграфическая приуроченность залежей газа позволяют выделить в пределах исследуемой территории два самостоятельных района: Амударьинский и Марыйский fQj.
Амударьинский район охватывает большую часть Чарджоу - Дар-ганатинской зоны поднятий (Чарджоуское поднятие, Денгизкульский вал), Багаджинский вал и Карабекаульский прогиб. В его пределах развит довольно мощный платформенный чехол до 3500-4000 м, в котором наряду с терригенными образованиями значительная роль принадлежит карбонатным и соленосным породам верхнеюрского возраста.
Марыйский район располагается в пределах Юго-Восточной Туркмении, охватывая Еланское и Учаджинское поднятия, Байрамалийскую и Мары-Иолатанскую зоны поднятий. Этот район обладает наиболее мощным платформенным чехлом - свыше 8000 м.
Теоретические предпосылки разработки термосолестойкого облегченного тампонажного цемента
В настоящее время известны и практически используются следующие способы снижения плотности тампонажных растворов:
1) разбавление тампонажного раствора водой с одновременным введением добавок, препятствующих расслоению водоцементной суспензии (бентонита, диатомита и др.);
2) замена части портландцемента более легкой минеральной или органической тонко диспергированной добавкой - мелом, угольной пылью и т.п.;
3) замена портланцемента более легким веществом, например, известково-пуццолановым;
4) введение в цементный раствор газообразной фазы в виде диспергированного воздуха (пеноцементных растворов) или газонаполненных капсул (цементных растворов с добавками вспученного перлита и пламилона).
Проанализируем перечисленные способы с точки зрения поставленной задачи - получения облегченного цементного раствора с повышенной прочностью, коррозионной и термостойкостью.
Наиболее широко используется первый способ, что объясняется его технологической простотой. По этому способу используются те же тампонажные цементы, что и обычно-тампонажные портландце-менты для "холодных" и "горячих" скважин, ШПЦС-І20 или ПЩЦС-200, ОШЦ, которые представляет собой шлаковый цемент с введенной при помоле добавкой палигорскитовой глины. Термостойкость таких об легченных цементов обеспечивается составом применяемого цемента (например, ШПЦС) или типом и количеством облегчающей добавки.На пример, если используется диатомит, то при введении его в коли честве около 60% к массе портландцемента, в смеси выдерживается мольное отношение что обеспечивает термостойкость затвердевающего камня. Недостатком здесь является то, что диатомита приходится вводить больше, чем нужно для получения раствора с необходимой плотностью 1500-1600 кг/м3 /"39/. Поэтому в составе промышленно выпускаемого Сенгилеевским цементным заводом облегченного цемента диатомит содержится в количестве около 30% к массе портландцемента, что соответствует получению плотности 1400-1500 кг/м3, но недостаточно для обеспечения термостойкости /397.
Другой облегченный тампонажный цемент, выпускаемый по рецептуре МИНХ и ГП цементным заводом "Красный Октябрь" (г.Вольск) /"42 У, содержит диатомито-подобный материал - опоку в достаточном для обеспечения термостойкости количестве - 40-45 к массе портландцемента. Этого количества достаточно также для стабилизации цементного раствора при В/Ц = 0,8 - 1,0 и получения плотности раствора 1500-1600 кг/м3. С введением этой добавки повышается также сульфатостойкость цементного камня, но снижается устойчивость в средах, содержащих водорастворимые соли магния.
Лабораторные исследования вспученного аргиллита как облегчающей добавки к тампонажному цементу
Учитывая, что исследуемые районы являются высокотемпературными и требуют применения облегченных термостойких цементов, разработка составов смеси производилась с учетом вышеуказанных требований. Поэтому наибольшее внимание было уделено установлению оптимального содержания вспученного аргиллита в цементном растворе, чтобы обеспечить высокую термостойкость и прочность. Высокая термостойкость обуславливается образованием низкоосновных гидросиликатов кальция в продуктах гидратации смеси. С целью выбора оптимального для различных условий состава цемента все партии вспученного аргиллита вводили в следующих соотношениях, масс.ч.:.
Водопотребность вспученного аргиллита по сравнению с чистым цементом мала. Поэтому добавка его к цементу меньше 10% не дает заметного эффекта по снижению плотности, а добавка выше 70% ухудшает физико-механические свойства цементного камня в связи с недостатком вяжущего материала.
Параллельно были проведены лабораторные исследования с введением каждой партии вспученного аргиллита с небольшим количеством бентонита, что стабилизирует систему, предупреждает флотацию частиц вспученного аргиллита в цементном растворе, уменьшает водоотдачу, не оказывая отрицательного влияния на физико-механические свойства цементного камня, в следующих соотношениях,масс.ч.:
Добавка бентонитового глинопорошка ниже 3% не дает положительного эффекта по предупреждению флотации частиц вспученного аргиллита, а добавка к цементу более Ь% ухудшает физико-механические свойства цементного камня.
Опытно-промышленные испытания разработанных рекомендаций
Условия цементирования вышеуказанных скважин требовали применения облегченных тампонаншых растворов, образующих термо- и коррозионностойкий цементный камень с подъемом цементного раствора до устья.
Для вышеуказанных колонн был применен предложенный нами состав цементно-аргиллитового раствора, стабилизированный бентонитовым глинопорошком, который обеспечивает высоту подъема его от башмака до устья.
Цементно-аргиллитовая смесь с небольшим количеством бентонита приготовлена смешиванием в сухом виде в цементно-смесительных машинах путем одновременной загрузки цемента, вспученного аргиллита и бентонита в бункер. Однородность смеси достигалась путем перегрузки ее в бункер другой смесительной машины. Приготовление раствора производилось путем затворения водой сухой смеси, приготовленной непосредственно на буровых перед цементированием.
Ввиду зернистости вспученного аргиллита исключается зависание на стенках бункера цементно-аргиллитовой смеси.
По требованию заказчика в обоих случаях цементный раствор должен был иметь плотность 1540 кг/м3. При цементировании технической колонны это достигалось следующим составом смеси: цемент 80% + вспученный аргиллит 15% + глинопорошок бентонитовый 5% с В/Ц = 0,75, а при цементировании эксплуатационной колонны составом смеси: цемент 82% + вспученный аргиллит 15% + глинопорошок 3% с В/Ц = 0,80.
В обоих случаях В/Ц несколько завышено по сравнению с экспериментальными данными, приведенными в главе Ш. Это объясняется, во-первых, тем, что при цементировании указанных колонн цементы были лежалые. Во-вторых, при цементировании технической колонны, по согласованию с заказчиком добавлялось 5% бентонитового порошка, тогда как при проведении эксперимента, при таких соотношениях вспученного аргиллита к цементу, добавлялось около 3% глинопорошка. Увеличение добавки бентонитового глинопорошка привело к увеличению В/Ц. При цементировании же эксплуатационной колонны наряду с добавлением 3% бентонитового глинопорошка (что соответствует эксперименту) добавлялось 0,2% КМЦ-500, что также привело к увеличению В/Ц. Результаты лабораторного анализа приведены в табл. 4.2 и 4.3.
