Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Качество строительства скважин в АО "Татнефть". Материалы, используемые при креплении скважин, их достоинства и недостатки. Требования, предъявляемые к тампонажным цементам и раствору-камню на их основе для обеспечения герметичности крепи скважин. Анализ состояния вопроса, постановка задач исследования
1.1. Качество строительства скважин в АО "Татнефть", основные причины преждевременного выхода скважин из строя
1.2. Виды тампонажных цементов, продуктов гидратации. Реагенты для управления свойствами тампонажных цементов
1.2.1. Продукты гидратации тампонажных цементов 27
1.2.2. Тампонажный портландцемент 31
1.2.3. Расширяющиеся тампонажные цементы 44
1.2.4. Реагенты, применяемые для управления свойствами тампонажного цемента, раствора и камня на его основе
1.2.4.1. Пластификаторы тампонажных растворов 49
1.2.4.2. Ускорители затвердевания тампонажных цементов 54
1.2.4.3. Замедлители твердения цемента 61
1.2.4.4. Понизители фильтратоотдачи тампонажных растворов
1.3. Требования, предъявляемые к тампонажным цементам и раствору-камню на их основе для обеспечения герметичности крепи скважин.
1.4. Анализ состояния вопроса, постановка задач исследования.
Выводы к главе 1 79
Глава 2. Разработка теоретических предпосылок совершенствования методов управления свойствами системы тампонажный цемент- вода для обеспечения герметичности крепи скважин. Применяемые материалы, методы и методики проведения исследований .
2.1. Разработка теоретических предпосылок совершенствования методов управления свойствами системы тампонажный цемент- вода для обеспечения герметичности крепи скважин.
2.1.1. Вода, ее свойства, особенности влияния на воду различных химических реагентов .
2.1.2. Особенности контракции при твердении составляющих цемента и продуктов гидратации на их основе
2.1.3. Механизм усадки цементного камня при гидратации тампонажного портландцемента и пути управления его объемными деформациями
2.2. Материалы, используемые при проведении исследований их характеристики и свойства.
2.3. Методы и методика применяемых исследований.
Выводы к главе 2. 144
Глава 3. Разработка методов управления герметизирующими свойствами тампонажного портландцемента .
3.1. Разработка методов управления расширяющей способностью тампонажного портландцемента.
3.1.1. Исследование процессов гидратации и контракции при твердеНий цемента в присутствии различных химических реагентов .
3.1.2. Исследование физико-механических свойств цементного раствора-камня образовавшегося в присутствии различных химических реагентов.
3.1.3. Оптимизация процессов объемных изменений цементного теста-камня на основе тампонажного портландцемента и расширяющих добавок для крепления скважин.
Выводы к главе 3. 166
Глава 4. Опытно- промышленные испытания методов управления свойствами тампонажных цементов при цементировании скважин в АО "Татнефть". Оценка экономической эффективности предлагаемых методов и мероприятий .
4.1. Опытно- промышленные испытания разработанных мероприятий при цементировании скважин в АО "Татнефть".
4.2. Оценка экономической эффективности применения разработанных мероприятий. Основные выводы и рекомендации 178
Приложения 181
Литература
- Реагенты, применяемые для управления свойствами тампонажного цемента, раствора и камня на его основе
- Вода, ее свойства, особенности влияния на воду различных химических реагентов
- Исследование процессов гидратации и контракции при твердеНий цемента в присутствии различных химических реагентов
- Оценка экономической эффективности применения разработанных мероприятий. Основные выводы и рекомендации
Введение к работе
Актуальность проблемы. Успешное решение задач по обеспечению поддержания уровня добычи нефти связано с необходимостью резкого повышения эффективности использования фонда скважин и широкого применения эффективных методов воздействия на нефтяные пласты. Эффективность реализации подобных мероприятий зависит от технического состояния скважин и во многом определяющееся состоянием ее крепи, которая измененяется во времени.
Эта проблема является актуальной и для месторождений Татарстана. Так, например, в 1983году около 4000 скважин или 25 % фонда скважин имели случаи отказов по нарушению герметичности эксплутационной колонны. При этом средний срок службы скважин составляет: 29,2 года - для добывающих и 17,5- для нагнетательных. Ухудшение состояния фонда скважин приводит к преждевременному обводнению добывающих и непроизводительной работе нагнетательных скважин, снижению "пластовой энергии", осложняет и удорожает процесс разработки месторождений и охрану недр, и окружающей среды. Так в 70-80 гг. средняя стоимость одного ремонта составила 14,2 тыс. рублей, продолжительность - около 30 суток, суммарные затраты на ремонт около 60 миллионов рублей. Все эти проблемы встают еще острее в связи с развивающимся в АО "Татнефть" бурением гсризонтальпых скважин.
Решение проблемы повышения срока службы скважин, стабильности герметизирующих свойств крепи включает в себя решение сложных задач по технике и технологии цементирования, управлению свойствами тампонажних цементов и растворов на их основе.
В настоящее время наибольшее распространение в креплении скважин получил тампонажный портландцемент. Из практики, а также результатов исследований многих ученых, таких как Ф.А. Агзамов, А.И. Булатов, П.П. Будников, B.C., Бакшутов, B.C. Данюшевский, А.М. Дмитриев, М.Р.
Мавлютов, Е.К. Мачинский, В.М. Кравцов, Т.В. Кузнецова, Ю.С. Кузнецов, Д.Ф. Новохатский, Н.Х. Каримов, В.П. Овчинникова, А.А. Клюсова известно, что портландцемент, как вяжущее вещество не всегда эффективен при цементировании нефтяных н газовых скважин и в ряде случаев необходимо применение других видов минеральных вяжущих. Однако, на наш взгляд, несмотря на многолетнюю историю применения портландцемента, остается много нерешенных вопросов по его эффективному использованию, что резко сужает границы эффективного применения портландцемента при цементировании скважин. Так как, исторически сложилось, что наибольшее применение получает портландцемент, то следует изыскать новые методы, пути управления свойствами портландцемента и раствора на его основе для создания надежной и герметичной крепи нефтяных и газовых скважин.
Цель работы: Повышение герметичности крепи скважин путём разработки и совершенствования методов повышения изолизирующих свойств тампонажного портландцемента и раствора на его основе применительно к месторождениям Татарстана.
В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие задачи.
-
Анализ факторов приводящих к нарушению герметичности крепи скважин на месторождениях Татарстана.
-
Разработка теоретических предпосылок повышения герметизирующих свойств тампонажного портландцемента,
-
Разработка и исследование методов повышения герметизирующих свойств тампонажного портландцемента.
-
Разработка методов оптимизации герметизирующих свойств тампонажного портландцемента.
-
Разработка нормативно- технической документации, проведение промысловых испытаний и оценка их результатов.
Научная новизна работы.
Исходя из свойств исходных компонентов тампонажных суспензий (портландцемента и воды), уточнен механизм усадочных явлений при формировании цементного камня, а также его расширения при использовании соответствующих добавок. Показано, что контракция является следствием переупаковки продуктов гидратации цемента под действием дисперсионных сил, и они представляют собой растворы внедрения гидратов извести, кремнезема (глинозема). Управляя поведением воды в составе тампонажного раствора (суспензии), становится возможным управлять процессом расширения цементного камня, его прочностью. Разработана методика оптимизации состава тампонажного портландцемента с расширяющими добавками.
Предложен новый вид водорастворимых добавок, расширяющих цементный камень при его формировании.
Основные защищаемые положения.
Дополнения к существующему механизму усадочных деформаций при формировании цементного камня и его расширения при использовании специальных добавок, основываясь на обобщении результатов исследований соискателя и выполненных ранее другими исследователями.
Пути направленного управления процессами контракции при твердении цементного теста- камня в за - и меж колонном пространстве скважин.
Метод оптимизации состава расширяющихся цементов на основе тампонажного портландцемента, основанный на оптимизации соотношения объемов норового пространства портландцемента и объема расширяющих добавок;
Практическая ценность
В предлагаемой работе разработаны составы тампонажных цементов и
рецептуры тамтгонажных суспензий (растворов) позволяющих повысить
герметичность крепи скважин;
Разработан метод, позволяющий оптимизировать состав расширяющихся цементов с применением различного вида расширяющих компонентов;
По результатам исследований в 1993-1998 гг. при цементировании скважин и проведения изоляционных работ использовались тампонажные растворы с управляемой контракцией при твердении цемента.
Основные положения диссертационной работы докладывались на:
Техсоветах АО «Татнефть» в 1992-1997 гг., Семинаре-дискуссии «проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин», г. Уфа, УГНТУ, 1996 г.; Втором международном конгрессе «Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего». Высокие технологии. Москва-850. Москва, 1997 г.
Работа выполнена в АО «Татнефть» совместно с кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин Уфимского государственного нефтегазового технического университета.
Автор благодарит научного руководителя, профессора Крылова В.И., научного консультанта, канд. техн. наук Шарафутдинова 3.3., а также профессора Мавлютова М.Р. за внимание и помощь, оказанную при выполнении работы. Автор также благодарен сотрудникам института ТатНИПИ-нефть за помощь, оказанную при обсуждении и внедрении результатов исследований.
Реагенты, применяемые для управления свойствами тампонажного цемента, раствора и камня на его основе
Промысловые данные о состоянии ирепи скважин при строительстве и эксплуатации. Геологичеекое есроение и разрезы месторождений Татарстана представлены в основном комплексом устойчивых пород. Неустойчивые терригенные отложения залегают в верхней и нижней частях разреза.
По всему разрезу прослеживаются водоносные коллектора, которые обычно представлены карбонатными породами. При нарушении гидродинамического равновесия в этих интервалах наблюдаются поглощения бурового и тампонажного растворов.
Промышленные объекты разработки приурочены в основном к терри-генным отложениям. Разрабатываются залежи нефти также и в карбонатной части разреза. Основной продуктивный горизонт представлен несколькими песчано- алевролитовыми пластами, разделенными между собой глинисто-аргиллитовыми прослоями. Пласты коллектора на многих участках связаны между собой, вследствие чего продуктивный горизонт представляет собой сложную гидродинамическую систему. Месторождения разрабатываются с поддержанием пластового давления заводнением. Интенсивная эксплуатация месторождений сопровождается значительным обводнением скважин пластовой и закачиваемой водой, до 80 % действующего фонда скважин в извлекаемой нефти содержится вода, а средняя обводненность составляет 70 %. Основными причинами обводненности является прорыв подошвенной и закачиваемых вод по пласту и заколонная циркуляция.
В начальный период разработки Ромашкинского месторождения, когда градиент давления между пластами соответствовал природному, случаи прорыва вод были единичными. С момента начала разбуривания краевых площадей (1958г.) и доразбуривания центральных площадей (охваченных интенсивной закачкой воды) случаи прорыва вод участились. Интенсивный отбор жидкости из пластов и закачивание воды привели к существенному изменению начального гидродинамического режима местороадения. На многих площадях давление в водоносном горизонте увеличилось до 22-24 МПа.
Высокие пластовые давления в заводненных пластах потребовало вскрытия продуктивной части скважин буровыми растворами на глинистой основе с повышенной плотностью. При этом параметры растворов не всегда оптимальны, что отражается на свойствах глинистой корки по стволу скважины. Установлено /8-13, 20, 27, 39, 57/, что прорыв вод в добывающих скважинах зачастую происходит по глинистой корке, что обусловлено физико-химическим взаимодействием корки с цементом.
Основной причиной прорыва вод в скважину является /57/ низкая сопротивляемость контактных зон цементного кольца гидравлическому давлению.
До начала 1970-х годов проектами строительства скважин в Татарстане предусматривалось цементирование эксплуатационной колонны только в интервалах залегания продуктивных пластов. Верхняя часть, вскрытых бурением водоносных коллекторов, оставалась неразобщенной. В связи с этим в конце 1960-х годов обнаружилось массовое коррозионное нарушение целостности эксплуатационных колонн /44, 45/. Поэтому был разработан и осуществлен комплекс мероприятий по обеспечению подъема цементного раствора до дневной поверхности при первичном цементировании скважин /57, 86,96,110/. В начале 1980-х годов прюявился второй поток нарушений целостности эксплуатационных колонн, но уже в интервале залегания глинистых отложений кыновского горизонта. Сначала нарушения колонн были обнаружены на опытном участке Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения при нагнетании воды в коллектора - алевролиты под повышенным давлением. Количество скважин с нарушенной целостностью эксплуатационной колонны увеличилось в связи с началом разработки залежей в пласте До кыновского горизонта.
Характерными особенностями нарушений колонны и связанных с ними осложнений являются: снижение приемистости пласта, непроходимость по колонне приборов или инструмента номинального диаметра, смятие труб, смещение трубы колонны относительно соседней, вынос на дневную поверхность разрушенных глинистыж пород при промывке скважины, недохо-ждение инструмента до запланированной глубины из-за проработок и др.
Для анализа причин нарушения целостности обсадных колонн нами были рассмотрены промысловые данные по скважинам с нарушением целостности эксплуатационной колонны.
Такие скважины находятся в нагнетательных рядах северо-восточных площадей Ромашкинского месторождения.
Сведения по скважинам АО "Татнефть" с нарушением целостности эксплуатационной колонны приведены в табл. 1.1. Предварительный анализ возможных причин нарушения целостности колонн показал, что они происходят в нагнетательных скважинах, построенных до 1986 года, для разработки залежей в пласте До, расположенных между мощными глинистыми отложениями кыновского горизонта (северо-восточная часть Ромашкинского месторождения). Место нарушения колонн находится в основном выше вскрытого перфорированием пласта До.
Распределение нагнетательных скважин НГДУ "Джалильнефть" по причинам нарушения эксплуатационной колонны приведены на рис.1 Л, 1.2. Абсолютно большинство скважин с нарушенной целостностью эксплуатационной колонны построены как нагнетательные или как добывающие, но переведенные впоследствии в нагнетательные.
Вода, ее свойства, особенности влияния на воду различных химических реагентов
Для понимания факторов, влияющих на развитие прочности в цементной пасте (кроме пористости, распределения пор по размерам, плотности, связей и т. п.), необходимо понимание процессов концентрации напряжений вокруг пор и других неоднородностей, обусловленных приложением давления. Концентрация напряжений зависит от размеров и формы пор и частиц. Механические и физические свойства подвержены также влиянию изменения наружного объема обусловленного внешней нагрузкой или изменение формы, что еще более затрудняет теоретическую трактовку.
Сущность влияния и распределение различных сил, и их взаимосвязей в цементном камне изучено не полностью. В результате экспериментов были определены предельные прочности различных видов продуктов гидратации цемента, которые используются в расчетах прочности цементного камня /33/. Понимание силы или природы связи производится путем исследования взаимосвязи между пористостью и прочностными характеристиками систе 40 мы. Гидратировашшй портлавдцемент содержит несколько видов продуктов его гидратации и теоретически рассмотреть их весьма сложно; существуют поры различных размеров и с различной степенью неоднородности. Поэтому высказывать какие либо окончательные суждения о природе прочности преждевременно. Множество наблюдений исследователей привело к выводу о том, что развитие прочности гидратированного портландцемента зависит от общей пористости и что изменения в его микроструктуры, как показано микроскопией, оказывают небольшое влияние на прочность /133/. Продукты гидратации, микротрещюш и норовые характеристики — все эти факторы участвуют в процессе разрушения. Критические трещины широко встречаются в области неоднородности и этот фактор должен быть принят в расчет, когда связывают измеренную прочность каждого тела функциональной зависимостью с прочностью удельной связи. На механизм разрушения в месте концентраций напряжений часто оказывает воздействие окружающая среда. Измерение прочности гидратированной цементной пасты на изгиб в зависимости от влажности показало, что прочность заметно уменьшается при возрастании влажности от О до 20%.
Согласно другой интерпретации /135/, поверхностная энергия уменьшается при физической адсорбции молекул воды, и это понижает предельное напряжение согласно уравнению Гриффитса. Присутствие воды уменьшает значение поверхностной энергии, поэтому, когда материал влажный, предполагается, что должна быть низкая прочность. Такое объяснение, однако, несостоятельно по двум причинам /136/. В присутствии паров воды поверхностная энергия материала уменьшается. Уравнение Гриффитса включает энергию, потребную для создания новой поверхности трещины. Однако когда образовалась первоначальная поверхность, связанная с ней энергия должна быть такой же, что и для открытой поверхности. Кроме того, измерения с другими адсорбатами на других материалах, таких, как стекло /136/, показали отсутствие корреляции между уменьшением прочности и поверх ностной энергии.
Данюшевский и Джабаров /33, 147/ попытались связать общую пористость, распределение пор по размерам и фазовый состав с прочностью затвердевшей пасты для тампонажного цемента, C3S, ,2S и ии смесей, с сорошком кремнезема, диатомитом, бентонитом. Пасты, изготовленные с различными значениями В/Ц твердели при комнатной температуре и в автоклаве. Установлено, что, начиная с отношения CaO/SiO равного 2, после авто-клавирования образовывалась структура, содержащая большие кристаллы с низкой прочностью. Однако при отношении CaO/SiCb менее 0,8 получался материал с малой пористостью, высокой прочностью и низкой проницаемостью. Новообразования содержали тоберморит, ксонотлит и C-S-H(I). Установлено, что прочность контакта срастания изменяется от 150 до 300 МПа. Был сделан вывод о том, что оптимальная прочность при довольно высокой пористости достигается в случае кристаллов средних размеров, таких, как ксонотлит. Ямбор /147/ выявил влияние размеров пор, а также типа продукта и общей пористости на прочность цементного камня, испытывая различные материалы, полученные из Са(0Н)г, силикатных материалов, C3S и СзА. Были измерены прочность, объем пор и найдено распределение пор по размерам. Было показано, что пасты, содержащие близкие по типу продукты гидратации, обладали аналогичным распределением пор по размерам. Прочность при сжатии разных материалов при близком содержании объема твердой фазы, т. е. при близкой пористости может значительно различаться, Ям-борт (см, рис. 1.7.) пришел к выводу, что различие, прежде всего, зависит от разницы в среднем размере пор в каждой характеризуемой композиции: при заданной пористости, чем меньше размер пор, тем выше прочность. Основным выводом является то что не только пористость является фактором, контролирующим прочность этим фактором может быть и распределение пор по размерам. Кроме того может иметь значение также тип связи внутри тела-материаиа или между кристаллами. Аналогичные выводы вытекают и из работы Бодуэна и Рамачандрана /151, 152/, в которой они сравнили механические свойства нескольких цементов, включая оксихлорид магния, гипс и портландцемент.
Очевидно, что неупорядоченный, плохо закристаллизованный материал стремится образовывать большую контактную поверхность связей, что приводит к уменьшению размера пор. Когда пористость уменьшается, образуются более прочные связи между высокоплотными, хорошо закристаллизованными и слабо закристаллизованными частицами, а следовательно, достигается более высокая прочность, что предопределяет потенциальную прочность высокоплотньгх и высокопрочных материалов. Это показывает, сколь высокая прочность может быть получена с помощью горячего прессования вследствие того, что небольшие, но достаточные количества высокодисперсных плохо закристаллизованных новообразований при такой низкой пористости обеспечивают связь между составляющими плотного клинкерного материала. Работами Рамачандрана и Фельдмана /106, 157, 171/ с системами из СзА и СА показано, что при низкой пористости можно получать более высокое значение прочности и на образцах из СзАНб благодаря увеличению поверхности контактов, образующихся между этими кристаллами, чем это возможно при высокой пористости. Исследования зол уноса различных композиций подтверждают эту концепцию /155/.
Исследование процессов гидратации и контракции при твердеНий цемента в присутствии различных химических реагентов
Молекулы являются элементарной частицей газообразной воды и во ды находящейся в разбавленных растворах неполярных жидкостей. Моле кулы воды имеют угловое строение. Входящие в её состав ядра атомов во дорода и кислорода образуют равнобедренный треугольник с углом при вершине занимаемом ядром атома кислорода, 105 . Расстояние между ато мами кислорода и водорода составляет 0,95А, а между атомами водорода 1,54А. Из восьми электронов составляющих внешний электронный слой атома кислорода в молекуле воды НібїН, две электронные пары образуют ковалентные связи по О—И остальные четыре электрона -две неподелён ные пары. Электроны образующие связи О Н, смещены к более электроот рицательному атому кислорода поэтому атомы водорода приобретают эф фективный положительный заряд. Неподелённые электронные пары смеще ны относительно ядра атома кислорода и создают два отрицательных полю са. Распределение зарядов в молекуле воды пребывающей в равновесном состоянии таково что она напоминает тетраэдр центре которого располо жен атом кислорода. Результирующий центр положительных зарядов нахо дится посредине между протонами а результирующий центр отрицатель ных зарядов - вблизи атома кислорода с противоположной стороны от про тонов. Таким образом молекула воды представляет собой диполь с диполь ным моментом 1,8»10"18 н/м. В силу большей электроотрицательности атома кислорода электронное облако образующее ковалентную связь сильно смещается к атому кислорода. Поэтому ядро атома водорода оголяется т.е. почти лишается электронного облака. Водородная связь отаосится к донорно-акцепторным или вернеров-ским связям. Она образуется между атомом, имеющим неподелённую электронную пару, и частично протонизированным (ионизированным) атомом водорода. Атом с неподелённой электронной связью в этой связи является донором, а протонизированный атом водорода - акцептором электронов. Чем сильнее протонизирован атом водорода, тем больше его акцепторная способность. Донорная способность в расчёте на одну неподелённую электронную пару снижается с увеличением числа их у атома донора.
Молекула воды является симметричным донором -акцептором. Она может давать четыре водородные связи: два как донор за счёт не поделенных электронных пар атома кислорода и два как акцептор за счёт частично протонизированных атомов водорода. Обычно эти связи являются межмолекулярными. Водородные связи, как и ковалентные, являются химическими, т.е. ориентированными в пространстве. Поэтому их образование вызывает структурирование воды, что связано с её расширением и ослаблением дисперсионных связей. Следовательно, водородные и дисперсионные связи находятся в антагонистических отношениях - укрепление одних вызывает ослабление других. Наиболее равновесное состояние атомы водорода приобретают в гидратах газов. Дисперсионные силы, реализуясь за счёт молекул углеводородов, заполняющих полости в водной сетке, не препятствуют образованию водородных связей, поэтому они достигают максимальной прочности и жёсткости ориентации в пространстве. Атом кислорода в них достигает максимальной симметрии, т.е. превращается в правильный тетраэдр, водородные и химические связи атома кислорода полностью гибриди-зируются - выравниваются по прочности и достигают максимальную среднюю прочность. Идеально структурированная вода является полимерной, в ней нет отдельных молекул воды. Элементарными частицами такой воды являются кристаллы, а элементарными частицами кристалла - атомы кислорода и водорода.
Гидрофильность воды определяется степенью реализации водородных связей. Водная сетка, где водородные связи полностью реализованы как, в гидратах газов, оказываются гидрофобными как парафины. Поэтому она хорошо впитывает углеводороды и непроницаема для воды. По мере разрушения водной сетки, т.е. деструктуризации воды, её гидрофильность возрастает. Структура воды разрушается дисперсионными силами, тепловым движением и электрическим полем. Действие дисперсионных сил нейтрализуется наполнителями, тепловое движение регулируется температурой, электрическое поле внутри воды создаётся ионами и полярными молекулами.
Строение жидкой воды определяется равновесием между дисперсионными и водородными связями, и тепловым движением. Вначале отвлечёмся от теплового движения, т.е. рассмотрим равновесие покоящихся молекул воды. Действие дисперсионных создаёт из молекул воды плотную упаковку, водородные связи из тех же молекул создают трёхмерную структура. Очевидно, обе структуры воды в чистом виде неустойчивы, т.к. в первой не возможно реализовать водородные связи, а второй из-за ажурности сильно ослаблены дисперсионные силы. Компромисс между дисперсионными и водородными связями можно достигнуть двояко. Первый вариант -дисперсионные связи несколько укрепляются за счёт деформации водной сетки, т.е. частичного ослабления водородных связей. Второй вариант - вода делится на две антагонистические классы. У частиц первой - элитной части реализованы полностью водородные связи, у частиц второй (угнетённой) полностью реализованы дисперсионные. Первая часть воды образует трёхмерную сетку, т.е. полимеризована, вторая - состоит из молекул. Молекулы второй части воды заполняют пустоты между атомами первой части, чем нейтрализуют их дисперсионные силы и укрепляют сетку. Из теории переходного состояния химической кинетики известно, что потенциальная энергия атомов ниже не тогда, когда частично реализованы все возможные связи, а тогда когда часть связей реализована полностью, а часть полностью разорваны.
Оценка экономической эффективности применения разработанных мероприятий. Основные выводы и рекомендации
Кровля кристаллического фундамента была вскрыта на глубине 1803 м. В процессе бурения осуществляется круглосуточное геологическое и геофизическое наблюдение за процессом углубления скважины. По данным комплекса скважинных геофизических исследований, анализа кернового материала и шлама весь пройденный разрез кристаллического фундамента характеризуется неоднородностью геологического строения. Это свидетельствует о происходящих в толще фундамента тектонических процессах. Полностью подтверждаются выводы, сделанные по скважине № 20000 о том, что кристаллический фундамент не является сплошным монолитом и что разнообразные процессы способствовали образованию разломов, трещин и даже высокоемких коллекторов.
В толще гранит- гнейсов в интервале 1803-5006 м выделяется 37 интервалов наиболее вероятных коллекторов мощностью от 2 до 33 м, пористостью от 3 до 30%. Произведено испытание 9 объектов. Из них в 7 случаях получены КВД, подтверждено наличие коллекторов обладающих гидпроводностью от 0,03 до 0,06 м /МПа с. Дальнейшее бурение показало, что с увеличением глубины последствия геологических процессов происходящих в фундаменте становятся более разнообразными и ярко выраженными.
В интервале 5006 м- 5283 м выделяется 12 пластов коллекторов, а ниже 5283 м вскрыта сплошная зона интенсивных трещин, обвалов, осыпаний, степень дробления горной породы меняется от мелко- зернистых песков до самых крупных, которые могут выноситься раствором. Подтвердилась идея принятая при заложении скважины: ее ствол попал в зону разлома и интенсивного взаимного перетирания блоков вдоль линии разлома. По данным сейсмолокации зона дробления должна продолжаться до 5500- 5550 м, а с глубины 5925- 6400 м встретится еще более мощная и более разрушенная зона, на глубине 6400- 6700- плотные породы, с глубины 6700-7000 м - зона дробления.
В зоне разрушения (дробления) горных пород резко выросли газопоказания по углеводородным газам- на один- два порядка выше чем в выше лежащих породах и чем на скважине № 20000. Кроме того, если на скважине № 20000 углеводородные газы были отмечены до С5, то здесь Се и выше. С увеличением глубины и времени контакта бурового раствора с забойной зоной растет общее содержание углеводородных газов и их компонентный состав.
Для прохождения зон осыпания (с глубины 5330 м) была разработана технология проводки ствола, включающая: установка цементного моста с целью укрепления призабойной зоны с дальнейшим его разбуривани-ем до глубины не вызывающей существенных осложнений. После разбуривания моста и появлении: отрыва от забоя, прихватов, затяжек инструмента, бурение прекращается и операпия повторяется. За одно долбление проходка составляла от 5 до 15 м. Температура на забое скважины составляет 112 С, температура глинистого раствора выходящего из скважины-52 С.
Бурение осуществлялось на глинистом растворе, обработанного ги-паном, плотностью 1200 кг/м , с условной вязкостью 20-23 с, водоотдачей 8-И см3/30мин. 4 февраля 1993 года, сделав 20 заливок и достигнув глубины 5444 м получили прихват инструмента. После проведения ряда мероприятий, не давщих результата, была произведена ликвидация прихвата с применением гидравлического ударного механизма (ГУМ). С помощью шнуровой торпеды ДШТТ-160 произведено встряхивание бурильного инструмента над турбобуром, с последующим отворотом. Отворот произошел над УБТ-178, а в скважине остались: долото, турбобур, УБТО. Инструмент находился на глубине 5329 м. 25 мая 1993 года ГУМ был спущен и соединен с головой инструмента. Было произведено 45 ударов, сила которого составляла 340-360 тс. Положительного результата не было получено, после чего было принято решение продолжить бурение вторым стволом.
18 февраля 1994 года во время постановки цементного моста при продавке и расхаживают инструмента произошел прихват. С целью ликвидации прихвата произведено торпедирование бурильного инструмента (ЛБТ) зарядом ПР-43 с последующим отрывом на глубине 5185 м. В скважине осталось 226 м ЛБТ. Оставшиеся ЛБТ разбурили специальным торцевым фрезом до глубины 5503 м. Дальнейшее бурение шло сплошным забоем с постоянной постановкой цементных мостов.
25 ноября 1994 года при разбуривании цементного моста в интервале 5434-5495 м и при дальнейшем бурении произошел прихват инструмента, который был ликвидирован расхаживанием. 21 января 1995 года
При разбуривании цементного моста в интервале 5550-5627 м и дальнейшем бурении, при забое 5630 м, произошел обвал (резкое увеличение давления- 20 МПа) и прихват инструмента.
С 22 января производятся аварийные работы. Принято решение на торпедирование инструмента в УБТС-178 над турбобуром на глубине 5602 м.
При цементировании скважин в АО "Татнефть" необходимо решить вопросы крепления скважин как при цементировании добывающих скважин, так и при изоляции зон осложнений на сверхглубокой скважине № 20009. Применительно к скважине № 20009 необходим цемент обеспечивающий его длительную стойкость под действием повышенных температур, вместе с этим удовлетворяющий требованиям установки цементных мостов (повышенная прочность, стабильность при действии динамических нагрузок и т.п.)
В качестве базового цемента при установке цементных мостов на скважине № 20009 был принят тампонажный портландцемент с добавкой продукта «Шаннозит» представляющего собой шлак производства феппо-хрома и содержащий в своем составе 10-16 % MgO, а также р и у- модификации C2S. Выбор материала был сделан исходя из обеспечения безусадочное и термической стойкости цементного камня. Так как продукты гидратации цемента и «Шаннозита позволяют получать соединения типа C2SH в модификации В и С, а они обладают при своем образовании отрицательной контракцией (т.е. позволяют получать минимальную пористость камня), то был сделан вывод о возможности получения стабильного состояния цементного камня в скважине при повышенных температурах.
Технологическая схема заливок состоит в следующем. После спуска бурильного инструмента до забоя производится промывка скважины в течении 2-3 циклов после чего в скважину закачиваются, в следующей последовательности: