Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

ЛАЗАРЕНКО ОЛЕКСАНДР ГРИГОРОВИЧ

УДК 622.245

УДОСКОНАЛЕННЯ ТАМПОНУВАННЯ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН

(НА ПРИКЛАДІ РОДОВИЩ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ ЗАПАДИНИ)

Спеціальність 05.15.10 - Буріння свердловин

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

Івано-Франківськ - 2001

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу, Міністерство освіти і науки України; лабораторні дослідження механізму передачі тиску проведені в Полтавському відділенні Українського державного геолого-роз-відувального інституту, Міністерство екології та природних ресурсів України.

Науковий керівник: доктор технічних наук, професор

Коцкулич Ярослав Степанович,

Івано-Франківський національний

технічний університет нафти і газу,

завідувач кафедри буріння

нафтових і газових свердловин

Офіційні опоненти: доктор технічних наук, професор

Навроцький Богдан Іванович,

Івано-Франківський національний

технічний університет нафти і газу

кандидат технічних наук,

завідувач лабораторії тампонажних

матеріалів і дисперсних систем,

Чернівецький національний

університет ім. Ю. Федьковича

Провідна установа: ВАТ Український нафтогазовий

інститут (УкрНГІ, м. Київ)

Захист відбудеться “08” лютого 2002 р. о 14 годині на засіданні
спеціалізованої вченої ради Д.20.052.02 Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу за адресою: 76019, Україна, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15.

З дисертацією можна ознайомитись у науково-технічній бібліотеці
Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу за адресою: 76019, Україна, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15.

Автореферат розісланий “7” грудня 2001 р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради, Драганчук О.Т.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Неякісне цементування часто є головною причиною ви-ник-нення заколонних газонафтоводопроявлень (ГНВП), міжпластових перетоків, фонтан-ів. Аналіз опуб-лікованих даних показав, що від 10 до 60% фонду свердловин на різних ро-до-ви-щах газу мають заколонні перетоки, тобто такі свердловини не придатні до екс-плу-а-тації. Ліквідація заколонних ГНВП, перетоків і фон--танів вимагає значних затрат ча-су та коштів, і ці заходи низько-ефек-тив-ні. Повністю ліквідувати такі ус-к-лад-нення сьогодні практично неможли-во через не-досконалість наявних технологій.

Над вирішенням різних аспектів проблеми удосконалення технології роз-ме-жу-ван-ня пластів у складних гірничо-геологічних умовах працювало багато вітчизняних та зарубіжних дослідників, серед яких Ахметов Р.А., Ашраф’ян М.О., Бережний О.І, Бу-латов А.І., Відовський А.Л., Гайворонський А.А., Горський В.Ф., Грачов В.В., Да--------нюшевський В.С., Карім-ов Н.Х., Колісник В.І., Коцкулич Я.С., Кочкодан Я.М., Кузнецов Ю.С., Куксов А.К., Леонов Є.Г., Лужаниця О.В., Мавлютов М.Р., Малевансь-кий В.Д., Маріампольский Н.А., Мірзаджанзаде А.Х., Мочернюк Д.Ю., Навроцький Б.І., Обозін О.Н., Овчинников В.П., Рахімбаєв А.М., Соловйов Є.М., Татарінов А.В., Цибін А.А., Черненко А.В., Ясов В.Г. та багато інших. Проте на сьогоднішній день проблема залишається досить актуальною.

Однією з найнебезпечніших, з точки зору виникнення ГНВП і перетоків, є по-чат--кова стадія очікування тужавіння цементу (ОТЦ). На цій стадії формування цементного каменю, коли він являє собою проникну матрицю продуктів гідратації твердої фази розчину, поровий простір якої заповнений рідиною замішування, створюється небезпека виникнення фільтрації пластового флюїду, що стає причиною суффозійного каналоутворення. Згідно з опублікованими даними більше 80% заколон-них ГНВП виникає у перші 28 годин ОТЦ.

Однією з основних причин ГНВП під час цементування є зниження гідро-ста-тич--ного тиску стовпа тампонажного розчину на пласт у період ОТЦ. На сьогод-ніш-ній день недостатньо досліджена природа процесів зниження тиску після досягнення там-понажним розчином часу загуснення. А тому, на наш погляд, пот-ре-бує вивчення механізм передачі тиску через стовп там-по-наж-но-го розчину під час його тужавіння. Про--ве-дення таких досліджень з там-понажними розчинами, замішаними з різними ти--па-ми вяжучих, створює підгрунтя для розробки методики й удос-коналення тех--нології цементування з метою попередження заколонних ГНВП і перетоків під час ОТЦ.

Використання відомих у практиці цементування свердловин тампонажних ком-по-зицій не завжди забезпечує герметичність цементного кільця на початковій стадії ОТЦ внаслідок суффозійного каналоутворення. Більшості рецептур притаманні не-за-до-вільні технологічні властивості розчину та утвореного каменю. Одним із шляхів ви-рі-шення проблеми попередження заколонних ГНВП може бути пошук нових ефек-тив-них домішок кремнійорганічного походження до тампонажного розчину для зни-жен-ня проникності цементного каменю під час ОТЦ.

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота виконана у відповідності з програмами науково-дослідних і дослідно-конструкторських робіт Комітету з питань геології та використання надр України 1996-1999 рр. за темою 1/99-12 договору 08/9 між Де-пар-та-мен-том геології та використання надр і ПВ УкрДГРІ та кафедрою буріння нафтових і газових свердловин Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу та теми №53/3ПВ пооб’єктного плану науково-дослідних і дослідно-конструкторських робіт УкрДГРІ (Полтавське відділення) на 2001 р.

Мета і задачі дослідження. Підвищення якості розмежування газо-нос-них плас-тів на ро-до-вищах Дніпровсько-Донецької западини регу-лю-ван-ням техно-логіч-них параметрів тампонажного розчину домішками кремній-органіч-них сполук з ряду силанів та удосконалення тех-но-логії цементування свердловин.

Об’єкт дослідження матеріали і технології для цементування свердловин, які забезпечують герметичність цементного каменю в період ОТЦ.

Предмет дослідження умови формування герметичного цементного кільця за обсадною колоною під час тужавіння тампонажного розчину.

При виконанні дисертації використовувались відомі методи обробки і аналізу промислових даних, методи планування експериментів та статистичні методи обробки і аналізу результатів експериментальних досліджень.

Основні задачі роботи:

1.

2.

3.

4.

Наукова новизна одержаних результатів. Одержано емпіричну залежність між величиною тиску, що передається стовпом тампонажного розчину в процесі його тужавіння і міцністю цементного каменю на стиснення.

Встановлено величини меж міцності цементного каменю на стиснення, при яких починається і завершується заростання потенційно можливих каналів міграції флюїдів через структуру цементного каменю.

На основі аналізу можливих причин виникнення суффозійної міграції флюї-дів запропоновано новий підхід до процесу зв’язування надлишкової води замішування кремній-органічними сполуками типу АКОР.

Практичне значення одержаних результатів. Розроблено технологію при-го-ту--вання і методику підбору необхідних параметрів тампонажних розчинів з доміш-ка-ми кремнійорганічних речовин типу АКОР і удосконалено технологію цементування свердловин, яка забезпечує попередження суффозійної міграції пластових флюїдів у період ОТЦ.

Результати виконаних наукових досліджень увійшли до проектів керівних нормативних доку-мен-тів ”Регламент на цементування обсадних колон, які перекривають зони аномально високих пластових тисків” та ”Технологія кріплення геолого-розвідувальних свердловин” для бурових підприємств Департаменту геології та використання надр й проекту ”Технологічного регламенту на цементування обсадних колон, які перекривають газоносні горизонти з аномально високими пластовими тисками” для бурових підприємств ДК ’’Укргазвидобування’’.

Технологічні рекомендації з удосконалення технології цементування свердловин для підвищення герметичності затрубного простору у період ОТЦ впроваджені у виробництво при цементуванні свердловин на підприємствах ДГП ”Пол--тава-нафтогазгеологія” та ТОВ ”Пласт” і ДП ”Охтирканафто-газ-видо-буван-ня”, які споруджуються на замовлення ДГП ”Полтаванафтогазгеологія”.

Особистий внесок здобувача. Особисто автором проведено огляд літе-ра-тур-них джерел з питань природи виникнення і шляхів попередження міграції пластових флюїдів на стадії тужавіння цементного розчину, проаналізовано властивості там-по-наж-них композицій, що викорис-то-вують-ся для попередження ГНВП і перетоків у період ОТЦ. Розроблена лабораторна приставка для вивчення характеру й умов передачі тис-ку че-рез стовп тампонажного розчину [3], проведені експериментальні дослідження і оброблені їх ре-зуль-тати [1].

У співпраці з іншими науковими дослідниками зібраний та проаналізований промисловий ма--те-ріа-л [6], проведені лабораторні дослідження характеру передачі тиску через стовп тампонажного розчину під час його тужавіння [2]. Вдосконалено технологію цементування сверд-ло-вин для попередження заколонної міграції пластових флюїдів, розроблено методику під-бору рецептур порцій тампонажного розчину та схему її реалізації в промислових умовах [5]. Запропонований метод підвищення седимен-таційної і суффозійної стійкості цементного каменю на початковій стадії тужавіння цементного розчину зв’язуванням надлишку води замішування і надання йому почат-ко-во-го напруження зсуву кремній-органічними сполуками з ряду силанів [4]. За результатами досліджень технологічних властивостей тампонажних розчинів, оброблених АКОР, і утвореного ними цементного каменю запропоновано використання домішок АКОРБ300 для зниження проникності цементного каменю на початковій стадії ОТЦ [4].

Апробація результатів дисертації. Основні результати досліджень допо-віда-ли-ся й об-го-во-рю--ва-лися на науково-практичній конференції ’’Стан і перспективи роз-витку роз-ві-ду-валь-но-го та експ-луа-таційного буріння й закінчування свердловин в Україні’’ (м. Харків, травень 1998 р.); 5-й міжнародній науковій конференції УНГА ’’Нафта і газ України - 98’’ (м. Полтава, вересень 1998 р.); міжнародній науково-практичній конференції ’’Нафтогазова освіта на межі тисячоліть: минуле, сьогодення, майбутнє’’ (м. Івано-Франківськ, жовтень 1998 р.); науково-технічній конференції з проблем техніки і технології буріння нафтових і газових свердловин (м. Івано-Франківськ, листопад 1999 р.); науково-практичній конференції ’’Буріння і розкриття пластів - 2001’’ (м. Полтава, травень 2001 р.). У повному об’ємі дисертаційна робота допо-віда-ла-ся й об-го-во-рю--ва-лася на засіданнях кафедри буріння нафтових і газових свердловин (м. Івано-Франківськ, ІФДТУНГ, квітень 2000 р., листопад 2000 р.), засіданні Вченої ради ПВ УкрДГРІ (м. Полтава, червень 2001 р.), розширеному науковому семінарі кафедри буріння нафтових і газових свердловин (м. Івано-Франківськ, ІФДТУНГ, липень 2001 р.).

Публікації. Основні положення роботи опубліковано у 10 наукових працях (з яких 2 самостійно).

Структура і обсяг роботи. Робота складається зі вступу, чотирьох роз-ділів, вис-новків і додатків. Загальний об’єм роботи містить 163 сторінок і включає 26 рисунків, 23 таблиці, список літератури з 132 найменувань та 7 додатків.

Автор щиро вдячний науковому керівнику д.т.н., професору Коц---куличу Я.С. та к.т.н. Лужаниці О.В. за постійну увагу і допомогу при роботі над дисертацією.

основний змІст роботи

У вступі обгрунтована актуальність проблеми, яка досліджена автором, і дається загальна характеристика дисертаційної роботи.

Перший розділ присвячений аналізу науково-технічних джерел та про-мис-ло-вих даних з питань природи й причин виникнення міграції пластових флюїдів на початковій стадії тужавіння тампонажного розчину. Як свідчать результати аналізу, однією з вагомих причин виникнення ГНВП у процесі ОТЦ є каналоутворення у структурі цементного каменю внаслідок зниження гід-ро-статич-но-го тис-ку стовпа там-по-наж-ного розчину під час гідратації в’яжучого.

Процеси зниження гідростатичного тиску в стовпі тампонажного розчину, який знахо-дить-ся у стані спокою, розділяються на дві стадії. На пер-шій стадії, яка відбувається до початку тужавіння, тиск знижується до величини гідростатичного тиску стовпа рідини замі-шу-вання. На другій стадії, у міру ту-жа-він-ня, тиск про-довжує знижуватися до величини, яка менша за гідро-статич-ний.

Зниження тиску на першій стадії, за даними багатьох дослідників, здійснюється внаслідок седиментації, тіксотропії, контракції там-по-наж-но-го розчину, зависання твердої фази на стінках свердловини, зниження тиску у від-по-відності з законами механіки водонасичених грунтів тощо. В залежності від гіпотези при-роди зниження тиску в нерухомому стовпі тампонажного розчину авторами одержані різні формули, що описують ці процеси.

Названі причини зниження тиску на другій стадії. На думку більшості науковців, зниження тиску відбувається внаслідок тіксотропії, се-ди-мен-тації тампонажного розчину, заростання простору поміж частинками цементу, кон-тракції, зависання час-тинок цементу й утворення кристалічного каркасу, пруж-ної та пластичної деформацій скелета. Проте одностайної думки, щодо при-чин зниження тиску на стадії тужавіння немає, а у деяких випадках трактування цих при-чин є взаємно протилежне.

Аналіз відомих у практиці розмежування пластів шляхів попередження міг-рації пластового флюїду в період ОТЦ показав, що вони не завжди дозволяють попередити заколонні ГНВП, що особливо характерне для більшості газоносних родовищ ДДз.

Особливу увагу приділено аналізу властивостей там-по-наж-них композицій для попередження міграції пластових флюїдів на початковій стадії ту-жавіння. Кри-тич-но проаналізовано метод зв’язування вільної води замішування введенням водо-розчинних полімерів. Доведена низька ефективність даного методу, яка під-т-верд-же-на фактами виникнення ГНВП після це-мен-тування свердловин. Результати аналізу свідчать, що використання загаль-но-відомих у практиці кріплення свердловин там-понажних композицій не завжди за-безпечує герметичності заколонного простору, а біль--шості розчинам притаманні незадовільні тех-но-ло-гіч-ні властивості розчину і ка-меню.

Проведений аналіз теоретичних, експериментальних і практичних робіт, присвячених вивченню природи й причин виникнення міграції пластових флюїдів у період тужавіння тампонажного розчину, став основою для фор-му-вання мети роботи і основних задач досліджень.

У другому розділі наведені результати експериментальних досліджень ха-рак-теру й умов передачі тиску через стовп тампонажного розчину під час його гід-ра-тації.

Дослідження процесу передачі тиску через стовп тампонажного розчину проводилися паралельно з рентгенофазовим (РА) і диференційним термографічним аналізами (ДТА), оцінкою відкритої пористості цементного каменю та кількості хімічно незв’язаної води замішування у цементному камені на початковій стадії тужавіння.

Для проведення експериментальних досліджень характеру і умов передачі тис-ку через стовп тампонажного розчину під час тужавіння була розроблена ла-бо-раторна приставка, яка дозволяє моделювати умови формування ізоляційних систем при пластових умовах (рис. 1). Коефіцієнт передачі тиску оцінюється відношенням тиску, зафіксованого на верхній межі тампонажного розчину, до надлишкового тиску у камері автоклава.

Результати досліджень зміни характеру передачі тиску та його абсолютної ве-ли--чини під час тужавіння тампонажного розчину, замішаного з ПЦТ-100 при В/Ц=0,5, наведено на рис 2. Весь процес можна розділити на три основні стадії.

На першій стадії зміна тиску в камері автоклава миттєво передається на верхню межу стовпа тампонажного розчину, тобто там-по-наж-ний розчин володіє властивостями рідини. Перша стадія триває близько 90 хв. і співпадає з часом загуснення тампонажного розчину. Результати РА показують, що на цій стадії тверда фаза там-по-нажного розчину представлена, в основному, вихідними ком-по-нен-тами порт-ланд----цементу, а ново-утворення знаходяться у вигляді поодиноких кристалів. У роз-чині міститься значна кількість вільної води. Резуль-тати ДТА показують, що сила зв’язків води з твердою фазою розчину відносно невелика і сут-тєво не впливає на характер передачі тиску.

Через 90100 хв. від початку замішування, коли тампонажний роз-чин стає непрокачуваним, тиск на верхній межі стовпа тампонажного розчину ви-рів-нюється до величини тиску в камері автоклава з деяким запізненням, величина якого зростає у часі. Причиною сповільнення швидкості передачі тиску є перехід тампонажного розчину від суспензії до стану ідеального ґрунту. Результати РА свідчать, що поряд з ком-по-нен-тами клінкера починають утворюватися перші продукти гідратації, змен-шуєть-ся концентрація вихідних компонентів клінкера. Новоутворені кристали ра-зом із час-тин-ками непрогідратовоного клінкера утворюють стінки системи капілярів, за-пов-нених незв’язаною водою. У цей час сповільнюється протікання реакцій гідратації, що підтвердується резуль-татами РА, оцінкою вологості та ефективної пористості це-мент-ної структури. Об’єм відкритих каналів зразка протягом 34,5 годин гідратації за-ли-шаєть-ся практично постійним. Проте кількість незв’язаної води інтенсивно знижується. Іммобілізація води відбувається внаслідок утворення тоберморитового гелю. На поверхні аг-ре-га-тив-них мас гелю вода ад-сор-буєть-ся у вигляді тонких шарів. Утворення плівкової води стає при--чиною штучного зву-ження каналів пор. Наявність ад-сорбційної і зв’язаної у гідратах води під-т-верд-жують результати ДТА. В результаті цих процесів темп передачі тиску спо-віль-нює-ться у часі, хоча коефіцієнт пе-ре-да-чі тиску дорівнює ’’одиниці’’. Поступово міжзерновий простір заповнюється частками гідратів, плас-тичне тіло переходить у крихке (починається процес тужавіння).

У подальшому (через 4,5 години від початку гідратації) спостерігається інтенсивне звуження і заростання каналів у цементній структурі , що позначається на зменшенні об’єму відкритих пор. Результати РА свідчать про інтенсивний ріст ново-ут-ворених кристалів гідратації. Концентрація вихідних компонентів портланд-це-мен-ту суттєво зменшується.

Рис.1. Схема приставки до автоклаву А-2

1 автоклав; 2 нижня пробка; 3 фільтраційний папір; 4 решітка; 5 гумова прокладка; 6 труба; 7 верхня пробка; 8 датчики тиску і температури; 9 гумове кільце; 10 гумові прокладки; 11 втулка; 12, 13, 14 фторопластові ущільнення; 15 гайка; 16 пробка; 17 болт; 18 масло; 19 тампонажний розчин.

Рис. 2 Діаграми показів датчика тиску під час тужавіння тампонажного розчину з портландцементу ПЦТ-100 при В/Ц=0,5

І передача тиску здійснюється через тампонажний розчин;
ІІ передача тиску здійснюється через пористе середовище;
ІІІ величина переданого тиску зменшується у часі.

У цей час чітко виділяється третя стадія зміни передачі тиску, коли амплітуда коефіцієнта передачі тиску поступово знижується наближаючись до ”нуля”. Результати ДТА показали, що зменшення амплітуди спричинене інтенсивним утворенням тобермо-рі-то-вого гелю, який, заповнюючи пори, створює опір фільтрації. Темп зменшення вмісту вільної води у зразках знижується і її кількість стабілізується. У камені залишається лише вода, яка не берє участь у гідратації.

Через 56 годин від початку замішування тампонажний камінь перетворюється у практично непроникне тіло і передача тиску припиняється.

Якщо гідратація супроводжується відфільтровуванням надлишкової води замішування, процес утворення непроникного бар’єру в цементному камені прискорюється. Як видно з рис. 2. б. усі три стадії зміни характеру передачі тиску нас----тають раніше. Зміна кількості води замішування у тампонажному розчині сут-тєво впливає на процеси заростання пор у цементному камені. Це підтверджують ре-зультати сумісних досліджень вологості та відкритої пористості зразків портланд-це-ментного каменю з В/Ц 0,4 і 0,6. Якісно процеси заростання відкритих пор і зв’язування віль-ної води при В/Ц відмінних від 0,5 співпадають. Проте зниження В/Ц прис-ко-рює цей процес у часі, а його підвищення, навпаки, – сповільнює час створення не-про-никного бар’єру.

Лабораторними дослідженнями встановлено, що передача тиску через стовп тампонажного розчину в період ОТЦ проходить у результаті фільтрації флюїду через пористе середовище, утворене з продуктів гідратації. Припинення передачі тиску пов’язане з процесами заростання порових каналів.

Для перевірки факторів, які впливають на створення суцільного непроникного кільця (проникнення пластового флюїду у пори проходить лише на молекулярно- дифузійному рівні), за робочу була прийнята гіпотеза, яка найрозповсюдженіша у світовій практиці. За цією гіпотезою процес формування непроникного барєру співпадає у часі з відрізком, обмеженим початком і кінцем тужавіння цементного розчину.

Отримані результати досліджень свідчать, що технологія цементування, яка базується на закачуванні в свердловину двох порцій тампонажного розчину, які відрізняються термінами тужавіння, у більшості випадків не попереджує каналоутворення через цементний камінь. Імовірність реалізації даної гіпотези з достовірністю 0,999 складає 0,23. Ця рекомендація справедлива лише для портландцементних розчинів, а для тампонажних розчинів із спеціальних цементів і розчинів з домішками сповіль-нювачів тужавіння вона не-прий-нятна.

У ході досліджень встановлено, що існує тісний зв’язок між величиною пере-да-ного тиску та міцністю каменю на стискування (рис. 3) незалежно від типу в’яжучого, наявності й виду до-мішок регуляторів тужавіння тампонажного розчину та інших факторів.

Рис. 3 Результати непараметричного згладжування експериментальних даних

За результатами обробки експериментальних даних встановлено критичні зна-чен-ня границі міцності каменю на стиснення, при яких починається зниження кое-фі-цієн-та передачі та повністю припиняється передача тиску (рис. 4). Вони відповідно дорівнюють 0,56 і 1,42 МПа. Таким чином, тампонажні розчини, максимальна гра-ни--ця міцності каменю на стиснення яких не перевищує 1,42 МПа, не забезпечують гер-ме-тич-нос-ті це-ментного кільця.

Рис. 4 Зміна другої похідної функції

Третій розділ присвячений удосконаленню технології цементування й ме-то-ди-ки підбору рецептур порцій тампонажного розчину для конкретних гірничо-геологічних умов кріплення.

Удосконалено технологію цементування продуктивних горизонтів для попе-ред-жен-ня міграції пластових флюїдів на початковій стадії ОТЦ, яка базується на результатах екс-пе-ри-мен-тальних досліджень і полягає в тому, що цементування нижньої секції експлуа-та-цій-ної або проміжної обсадної колони проводиться двома порціями тампонажних розчинів із різними темпами на-бору міцності цементного каменю на стиснення. Перша порція (для інтервалу залягання про-дуктивного горизонту) повинна до-ся-га-ти міцності 1,42 МПа до того, як міцність верхньої порції досягне 0,56 МПа.

Регулювання темпів набору міцності цементного каменю може здійснюватись шляхом активації процесу гідратації в’яжучого або зміною компонентного складу суміші.

Розроблено методику підбору рецептур для обох порцій тампонажного роз-чи-ну для конкретних гірничо-геологічних умов цементування, схема якої подана на рис. 5.

Об’єми порцій тампонажного розчину в затрубному прос---торі визначені з умови попередження ГНВП і міжпластових перетоків флюїдів у період ОТЦ та попе-ред--ження змішування порцій і утворення застійних зон, а границя порцій повинна при цьому роз-та-шо-вуватися на 50100 м вище покрівлі верхнього флюїдо-на-си-чен--ного пласта, який потребує надійної ізоляції.

Четвертий розділ присвячений дослідженню можливості використання кремній-органічних сполук типу АКОР як домішок до тампонажного розчину для зниження проникності цементного каменю на початковій стадії тужавіння.

Кремнійорганічні матеріали АКОРБ100н і АКОРБ300 це суміші поліефірів ортокремнієвої кислоти різного ступеня поляризації. Ці речовини випускаються згідно з ТУ 39-1331-88 і ТУ 39-0147009-90.

Показано, що зниження проникності цементного каменю на по-чат-ковій стадії ту-жавіння з допомогою АКОРів відбувається внаслідок зв’язування надлишків води замішу-ван-ня і надання їм початкового напруження зсуву.

Механізм гелеутворення при взаємодії АКОРів з водою полягає в тому, що спо-луки типу АКОР гідролізуються у воді з утворенням рідких водорозчинних продук-тів. У подальшому в результаті поліконденсаціі останніх ут-во-рю-ється гель із ви-со-ким по-чатковим напруженням зсуву. Встановлено, що тем-пе-ра-ту-ра середовища не впливає на зміну реологічних пара-мет-рів утвореного гелю.

На основі теоретичних і експериментальних робіт розроблено методику і виз-на--чено необхідні концентрації реагентів типу АКОР у тампонажному розчині з умови зв’язування вільної рідини замішування після закінчення закачування тампонажного розчину. Визначена концентрація АКОР у тампонажному розчині у залежності від водоцементного відношення складає 36 % від маси в’яжучого.

Рис. 5 Схема підбору рецептур порцій тампонажного розчину

Дослідженнями впливу домішок АКОР на основні технологічні властивості тампонажного роз--чи-ну встановлено, що при введенні вони підвищують рухливість і седимен-та-цій-ну стійкість, знижують фільтрацію тампонажного розчину, суттєво не змінюючи термінів його тужавіння. Тампонажні розчини з домішкою АКОРБ300 відповідають вимогам діючих стандартів.

Перевірено можливість регулювання часу загуснення тампонажних розчинів з домішками АКОРБ100н і АКОРБ300 з найпоширенішими у практиці цементування свердловин в умовах ДДз рецептурами.

Оскільки швидкість гідролізу речовин типу АКОР зростає зі зни-женням кон-цен-трації водневих іонів розчинника, то для підвищення технологічності зас-то-су-ван-ня АКОРів найдоцільніше використовувати їх з кислотами сповіль-ню-вачами тер-мінів ту-жа-він-ня. При проведенні лабораторних досліджень була використана нітро-триметил-фосфонова кислота (НТФК), яка найпоширеніша у технології цементування свердловин серед ре-гу-ля-то-рів часу загуснення.

Встановлено, що прокачуваність портландцементних і цементно-зольних розчинів з домішками АКОРБ300 і НТФК забезпечується в однакових термобаричних умовах протягом необ-хід-ного технологічного часу при зменшен-ні домішки НТФК у 24 рази. Це пов’язано з тим, що в результаті гідролізу алкілхлорсиланів утворюється соляна кислота, при-сут-ність якої спричиняє синергетичний ефект (підсилює дію) НТФК як спо-віль--ню-вача.

За результатами досліджень часу загуснення тампонажних розчинів з до-міш-ками АКОРБ100н встановлено, що останній не може бути ви-ко-ристаний при цемен-ту-ван-ні у зв’язку з неможливістю забезпечення про-качуваності роз-чинів, що найімо-вірніше пов’язано з високою активністю АКОРБ100н до гелеутворення у присутності ка-талізатора (гідроксиду кальцію), яким збагачується вода замішування. Прис-ко-рен-ня процесу поліконденсації АКОРБ100Н стає причиною передчасного зв’язування віль-ної води, тому подальші експе-риментальні дос-лід-жен-ня про-во-дились із вико-рис-тан-ням тампонажних рецептур з до-міш-кою АКОРБ300.

Дослідженнями механічних властивостей каменю, одержаного з тампонажних розчинів з домішками АКОРБ300, встановлено, що міц-ніс-ні характеристики цемент-ного каменю при добавці АКОРБ300 не змінюються.

Ізолюючу здатність цементного каменю з там-по-наж--ного розчину з домішками АКОРБ300 оцінювали на установці УИПК-1М тиском прориву каменю на початковій стадії його формування (табл. 1).

Таблиця 1

Величини градієнтів тиску гідропрориву зразків цементного каменю

Рецептура | grad pпр., МПа/м

ПЦТ-100+ НТФК 0,08% (В/Ц=0,5)* | 237,5245

ПЦТ-100+ НТФК 0,05% +АКОРБ300 4,9% (В/Ц=0,5)* | 4555

ЦЗК 1:1 + НТФК 0,04% +АКОРБ300 5% (В/C=0,52)** | 110122,5

ЦЗК 1:1 + НТФК 0,1% (В/C=0,52)** | 0,451,075

ЦЗК 1:1 + НТФК 0,05% +АКОРБ300 5% (В/C=0,52)*** | 135145

ЦЗК 1:1 + НТФК 0,15% (В/C=0,52)*** | 1,41,825

ЦЗК 1:1 + НТФК 0,08% +АКОРБ300 5% (В/C=0,52)**** | 187,5230

ЦЗК 1:1 + НТФК 0,24% (В/C=0,52)**** | 2,53,75

Примітки: 1. * час тужавіння 4 год. при t=100С і p=20 МПа;

2. ** час тужавіння 6 год. при t=110С і p=30 МПа;

3. *** час тужавіння 6 год. при t=120С і p=30 МПа;

4. **** час тужавіння 6 год. при t=130С і p=30 МПа.

Домішки АКОРБ300 до портландцементних розчинів при темпе-ра--ту-рах до 100С не знижують проникності цементного каменю, що пов’язано з утворенням гелю з необхідними реологічними параметрами при темпе-ра-ту-рах до 100С протягом часу, який значно перевищує час, нео-б-хідний для про-ве-ден-ня це-ментування. При температурах 100130С домішки АКОРБ300 забезпечують суттєве зниження проникності це-мент-ного каменю.

Ізолюючу здатність цементного каменю на пізніших стадіях фор-мування оціню-вали проникністю з допомогою установки ГК-5 (табл. 2). Дослідженнями встановлено, що газопроникність цементного каменю з домішками АКОРБ300 зни-жуєть-ся. Це обумовлено, на наш погляд, додатковим ущільненням струк-ту-ри каменю не тільки внаслідок кольматації порового простору гелем, але й внаслідок утворення не--про-никної полімерної плівки з продуктів поліконденсації на стінках пор це-мент-ного каменю, тоб-то на пізній стадії тужавіння дія АКОРБ300 аналогічна дії латексів.

Таблиця 2

Газопроникність зразків цементного каменю з АКОРБ300 через 12 годин тужавіння

Рецептура | Газо-

проникність, | Умови

випробування

10-15 м2 | t,С | р, МПа

ЦЗК1:1 (ВС=0,52) | 0,85 | 90 | 30,0

ЦЗК1:1 (ВС=0,52)+5% АКОРБ300 | 0,36 | 90 | 30,0

ЦЗК1:1 (ВС=0,52)+5% АКОРБ300+0,15% НТФК | 0,53 | 90 | 30,0

ЦЗЛ1:1 (ВС=0,45) | 0,63 | 90 | 30,0

ЦЗЛ1:1 (ВС=0,45)+5%АКОРБ300 | 0,28 | 90 | 30,0

ЦЗЛ1:1 (ВС=0,45)+5% АКОРБ300+0,15% НТФК | 0,45 | 90 | 30,0

ЦЗК1:1 (ВС=0,52)+5% АКОРБ300+0,1% НТФК | 0,3 | 110 | 30,0

ЦЗК1:1 (ВС=0,52)+0,1% НТФК | 0,74 | 110 | 30,0

ЦЗК1:1 (ВС=0,52)+5% АКОРБ300+0,18% НТФК | 0,27 | 120 | 30,0

ЦЗК1:1 (ВС=0,52)+0,18% НТФК | 0,7 | 120 | 30,0

ЦЗК1:1 (ВС=0,52)+5% АКОРБ300+0,24% НТФК | 0,18 | 130 | 30,0

ЦЗК1:1 (ВС=0,52)+0,24% НТФК | 0,63 | 130 | 30,0

Експериментальними дослідженнями встановлено, що тампонажний камінь з це----ментно-зольних сумішей і домішками АКОРБ300 без--усадочний. Домішки АКОРБ300 не впливають також на кінетику об’ємних змін тампонажних роз---чинів, що роз-ширюють-ся.

Експериментальними дослідженнями сульфату і хлориду магнію встановлено, що корозійна стійкість каменю з це-мен-т-но-зольних сумішей з домішками АКОРБ300 протягом всього часу збе-рі-ган-ня вища, ніж без домішок.

ОСНОВНІ ВИСНОВКИ

Дисертація є закінченою науково-дослідною роботою, у якій, на підставі ви-конаних досліджень характеру передачі тиску через стовп там--по-наж-ного роз-чину в процесі його гідратації, удос--коналено технологію цементування для по-пе-редження ГНВП по структурі цементного каменю у період ОТЦ та для зниження проникності це-ментного каменю запропоновано проводити хімічну обробку тампонажного розчину кремній-органічними спо-луками типу АКОР. Основні результати дисертації зводяться до наступного.

1. В результаті аналізу промислових даних і огляду літературних джерел встанов--лено, що однією з можливих причин виникнення ГНВП у процесі ОТЦ є ут-ворен-ня каналів у структурі цементного каменю внаслідок зниження гідростатичного тис-ку стовпа тампонажного розчину. Разом з тим відсутня одностайність у поглядах щодо природи канало-утворення після втрати рухливості тампонажним розчином, то-му запропоновані різними авторами рецептури там-понажних розчинів, які під-ви-щують їх суфозійну стійкість, не забезпечують надійної ізоляції затрубного простору.

2. Лабораторними дослідженнями характеру передачі тиску через стовп там-по-наж-ного розчину в процесі гідратації встановлено, що:

- після втрати тампонажним розчином рухливості передача тиску здійснюється із запізненням внаслідок утворення пористої структури з продуктів гідратації в’яжучого;

- зниження величини тиску, що передається стовпом тампонажного розчину, обумовлене зв’язуванням води замішування у гелеподібних продуктах гідратації;

- звуження і заростання пор у структурі цементного каменю призводить до зни-жен-ня, а у подальшому і до повного припинення передачі тиску.

3. Встановлено, що заростання порових каналів починається після настання кінця тужавіння тільки у портландцементних розчинів без домішок. Для розчинів із спец-цементів і портландцементів з домішками сповільнювача терміни тужавіння не ха-рак-теризують процес заростання порових каналів. За результатами експеримен-таль-них даних встановлено, що не-залеж-но від типу в’яжучого повніше процес за-ростання порових каналів цементного каменю характеризують його міцнісні ха-рак-теристики. Процес заростання каналів розпочинається після досягнення це-ментним ка-менем міцності на стиснення 0,56 МПа, а передача тиску припиняється після до-сяг-нення цементним каменем міцності на стиснення 1,42 МПа. Тампонажні розчини, мак-симальна границя міцності каменю яких не перевищує 1,42 МПа, не за-без-пе-чують герметичності цементного кільця.

4. За результатами лабораторних досліджень і аналізу промислових даних удос---коналено технологію цементування із застосуванням двох порцій тампонажного роз--чину з різними темпами набору міцності цементним каменем. Ниж-ня порція (для інтервалу залягання продуктивного горизонту) повинна досягати міц-нос-ті 1,42 МПа до того, як міцність верхньої порції досягне 0,56 МПа. Розроблено ме-то-дику підбору ре-цептур порцій тампонажного розчину для конкретних гірничо-геологічних умов кріплення.

5. Встановлено, що домішка АКОРБ300 до тампонажних розчинів при тем-пературі 100130С у 80100 разів знижує проникність каменю на початковій стадії ту-жа-віння, не погіршуючи міцнісні характеристики та технологічні па-раметри тампонажного розчину, підвищує седиментаційну і корозійну стійкість, утворюючи безусадочний камінь. Розроблено рекомендації з хімічної обробки тампонажного розчину АКОРБ300 при цементуванні свердловин.

6. За результатами виконаних наукових досліджень розроблено проекти керівних нор-ма-тивних документів з цементування свердловин для бурових підприємств Де-пар-та-мен-ту геології та використання надр і проект регламенту на це-мен-ту-ван-ня свер-д-ло-вин для бурових підприємств ДК ”Укргазвидобування”, які пе-ре-да-но до впровад-жен-ня. Технологічні рекомендації з удосконалення технології цементування свердловин для підвищення герметичності затрубного простору у період ОТЦ впроваджені у виробництво при цементуванні свердловин на підприємствах ДГП ”Полтаванафтогазгеологія” і ТОВ ”Пласт”, ДП ”Охтирка-нафто-газ--видобування”, які споруджуються на замовлення ДГП ”Полтаванафтогаз-геологія”. В усіх випадках одержана задовільна якість кріплення. Міжколонні і міжпластові перетоки не відзначалися.

ОСНОВНІ ПУБЛІКАЦІЇ ПО РОБОТІ

1. Лазаренко О.Г. Підбір рецептури тампонажного розчину з домішками кремнійорганічних рідин // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. Серія: Буріння нафтових і газових свердловин. - Івано-Франківськ: ІФДТУНГ. - 1997. - №34. - С. 91-96.

2. Лужаниця О.В., Лазаренко О.Г. До дослідження причин ви-ник-нен--ня міжколонних тисків // Розвідка і розробка нафтових і газових ро-до-вищ. Серія: Буріння нафтових і газових свердловин. - Івано-Франківськ: ІФДТУНГ. - Т. 1. - 1998. - №35. - С. 87-91.

3. Лазаренко О.Г. Лабораторна установка для дослідження природи виникнення каналів у стовпі тампонажного розчину // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. Серія: Буріння нафтових і газових свердловин. - Івано-Франківськ: ІФДТУНГ. - Т. 2. - 1998. - №35. - С. 191-198.

4. Лужаниця О.В., Коцкулич Я.С., Лазаренко О.Г., Михайленко С.Г. Шляхи попередження міграції газу на ранніх стадіях формування цементного каменю // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. Серія: Буріння нафтових і газових свердловин. - Івано-Франківськ: ІФДТУНГ. - Т. 2. - Т. 3. - 1999. - №36. - С. 108-115.

5. Лужаниця О.В., Коцкулич Я.С., Лазаренко О.Г., Ми-хайленко С.Г. Технологія цементування свердловин з потенційною міг-рацією пластових флюїдів // Нафтова і газова промисловість. - 2000. - №5. - С. 38-40.

6. Лазаренко О.Г., Лужаниця О.В. Аналіз причин порушення герметичності заколонного простору зацементованої свердловини // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. Серія: Буріння нафтових і газових свердловин. - Івано-Франківськ: ІФДТУНГ. - Т. 2. - 2001. - №38. - С. 11-18.

АНОТАЦІЯ

Лазаренко О.Г. Удосконалення тампонування газових свердловин (на прикладі родовищ Дніпровсько-Донецької западини). - Рукопис.

Дисертація на здобуття вченого ступеня кандидата технічних наук за спеціальністю 05.15.10. - Буріння свердловин. - Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Івано-Франківськ, 2001.

В дисертації досліджено характер й умови передачі тиску через стовп там-по-наж-ного роз-чину в процесі його тужавіння. Встановлено зв’язок між величиною пе-ре-даного тиску і міцністю каменю на стискування. Визначені критичні значення міц-ності цементного каменю на стиснення, при яких починається зниження і припинення передачі тиску. Удосконалено технологію цементування та розроблено методику підбору рецептур для попереджен-ня заколонних ГНВП на початковій стадії тужавіння цементного розчину. Для зниження проникності цементного каменю на початковій стадії тужавіння рекомендується зв’язувати надлишок води замішування і надавати йому почат-ко-во-го напруження зсуву кремній-органічними сполуками з ряду силанів АКОР. Показано позитивний спектр властивостей тампонажних роз-чи-нів і утвореного цементного каменю з домішками АКОР. На основі результатів виконаних дослід-жень розроблені проекти керівних нормативних до-ку-мен-тів з кріплення свердловин для бурових підприємств Департаменту геології та використання надр й ДК ’’Укргазвидобування’’. Рекомендації з удосконалення технології цементування свердловин впроваджені у виробництво.

Ключові слова: тампонажний розчин, цементний камінь, гідростатичний тиск, проникність, міграція пластових флюїдів, очікування тужавіння цементного розчину, суффозія, гідратація, АКОРБ300.

АННОТАЦИЯ

Лазаренко А.Г. Усовершенствование тампонирования газовых скважин (на примере месторождений Днепровско-Донецкой впадины). - Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 05.15.10. - Бурение скважин. - Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, Ивано-Франковск, 2001.

На основании анализа теоретических, экспериментальных и практических работ выде-ле-но основные причины возникновения миграции пластовых флюидов на начальном этапе формирования тампонажного камня. Главными из этих причин следует считать появление движущей силы, которая возникает при уменьшении гидростатического давления столба тампонажного раствора и образовании суффозионных каналов миграции пластовых флюидов.

При исследовании характера и условий передачи гидростатического давления через столб тампонажного раствора в процессе его твердения установлено, что причиной передачи давления является фильтрация флюида через пористую среду с продуктов гидратации цемента, а её прекращение связано с процессами зарастания поровых каналов.

Показано, что существующая на сегодняшний день рекомендация, согласно которой конец схватывания в нижней порции тампонажного раствора должен наступать не позднее двух часов до начала схватывания верхней порции, справедлива только для портландцементных растворов. Для специальных цементов и тампонажных растворов с добавкой замедлителя сроков схватывания эта рекомендация неприемлема.

Установлено наличие связи между величиной передаваемого давления и прочностью камня на сжатие независимо от типа вяжущего, наличия и вида добавок регуляторов срока схватывания тампонажного раствора и других факторов. Устанавлены критические значения границ прочности камня на сжатие, при которых начинается снижение коэфициента передачи и полностью прекращается передача давления, которые соответственно составляют 0,56 і 1,42 МПа. Тампонажные растворы, граница прочности камня которых на сжатие не превышает 1,42 МПа, не обес-пе-чи-вают герметичности цемент-ного камня, а их использование может стать причиной воз-никновения заколонной миграции пластових флюидов.

Усовершенствована технология разобщения продуктивных горизонтов, ко-то-рая заключается в цементирование двумя порциями тампонажних растворов с разными темпами набора прочности камня. Нижняя порция (для интервала залягания продуктивного горизонта) должна до-стигать прочности 1,42 МПа, до того, как прочность верхней порции достигнет 0,56 МПа. Разработано методику подбора рецептур тампонажного раствора для конкретных горно-геологических условий ДДв.

Предложено для снижения проницаемости цементного камня на начальных стадиях твердения связывать избыток воды затворения и придавать ей начальное напряжение сдвига кремний-органическими соеди-не-ниями типа АКОР.

На основе теоретических и экспериментальных работ разработана методика и определены оптимальные концентрации АКОРБ300, составляющие в зависимости от водо-цемент-но-го соотношения 36% массы вяжучего. Пористость цементного камня на начальной стадии твердения не зависит от типа вяжущего, водоцементного от-ношения и введённых химреагентов, а определяется только степенью его гидратации.

Исследованы технологические свойства рецептур тампонажных растворов и полученного цементного камня з добавками АКОР. Добавка АКОРБ300 в состав тампонажного раствора улучшает его реологические параметры, повышает седимен-та-ционную устойчивость, понижает фильтрацию и не изменяет при этом сроков схватывания. АКОРБ300 существенно снижает проницаемость камня на начальной стадии твердения без ухудшения его прочностных характеристик. Экспериментальными исследованиями величины расширения при твердении цементно-зольных смесей с добавками АКОРБ300 установлено, что они являются безусадочными. Изучением влияния добавки АКОРБ300 на кинетику объемных изменений расширяющихся тампонажных растворов установлено, что она не уменьшает величины расширения. Коррозионная устой-чивость цементно-зольных смесей с добавкой АКОРБ300 в агресивных солях сульфата и хлорида магния повышается.

По результатам експериментальных исследований показана целесообразность использования добавки АКОРБ300 при пластовых тем-пера-турах 100130С.

Результаты проведённых научных исследований вошли в состав проектов руководящих нормативных документов по креплению скважин для буровых организаций Департамента геологии и использования недр, и ДК ’’Укргаз-добыча’’. Технологические рекомендации по усовершенствованию технологии цементиро-ва-ния скважин для повышения герметичности затрубного пространства в период ОЗЦ испытаны при цементировании скважин на предприятиях ГГП ”Полтава-нафте-газ-геология” и ООО ”Пласт”, ДП ”Охтырка-нафте-газ-добыча”, которые строятся на заказ ГГП ”Полтава-нафте-газ-геология”. Во всех случаях получено удовлетво-ритель-ное качество крепления. Заколонные перетоки отсутствуют.

Ключевые слова: тампонажный раствор, цементный камень, гидростатическое давление, проницаемость, миграция пластовых флюидов, ожидание затвердения цементного раствора, суффозия, гид-ра-тация, АКОРБ300.

ABSTRACT

Lazarenko O.H. Improvement the tamponage of gas wells (the deposits in Dnieper-Donetsk cavity taken as an example). - Manuscript.

Dissertation for a Degree of Candidate of technical sciences by speciality 05.15.10. - Well drilling. - Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ivano-Frankivsk, 2001.

The given thesis contains the study of the nature and conditions for pressure transmission through the column of grouting mortar in the process of its setting. There has been fixed the relation between the valuе of the pressur transmitted and the rock compressive strength. Also there have been defined the critical values of compression strength of cement rock, at which pressure transmission starts lowering and stops.