Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка тампонажных составов для разобщения пластов с сероводородной и углекислой агрессией

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка тампонажных составов для разобщения пластов с сероводородной и углекислой агрессией"

На правах рукописи

ХАРИТОНОВА ТАТЬЯНА АЛЕКСАНДРОВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ С СЕРОВОДОРОДНОЙ И УГЛЕКИСЛОЙ АГРЕССИЕЙ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

5 ДЕК 2013

Тюмень-2013 005542636

005542636

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ).

Научный руководитель: - доктор технических наук, профессор

Овчинников Василий Павлович

Официальные оппоненты: - Агзамов Фарит Акрамович,

доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин», профессор - Короткое Сергей Александрович, кандидат технических наук, Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природных газов», ведущий сотрудник отдела крепления скважин Ведущая организация: - Общество с ограниченной ответственностью

«Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа»

Защита состоится 25 декабря 2013 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, к. 32.

Автореферат разослан 25 ноября 2013 года.

Ученый секретарь ,

диссертационного совета, /

кандидат технических наук, Г ^

доцент 0г* и Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Достижение необходимого уровня темпов добычи углеводородного сырья обеспечивается, в частности, за счет эксплуатации месторождений с агрессивными компонентами. Такими месторождениями являются Оренбургское и Астраханское, в состав пластового флюида которых входит значительное количество сероводорода, а также сероводорода и углекислого газа. Дальнейшее развитие ресурсной базы нашей страны приурочено к месторождениям Восточной Сибири, в составе пластов которых имеется значительное количество агрессивных компонентов, вызывающих коррозионное разрушение цементного камня, следствием которого является возникновение тяжелых осложнений таких как, разрушение крепи скважин, загрязнение окружающей среды, а в некоторых случаях даже к человеческим жертвам.

В связи с этим проблема крепления скважин является не до конца решенной и актуальной на современном этапе развития науки и технологии.

Для ряда крупных газоконденсатных месторождений, таких как Астраханское, Оренбургское и других решение указанной проблемы имеет свои специфические особенности. Помимо высокого содержания в добываемом продукте сероводорода и углекислого газа (более 8 %) они характеризуются повышенной температурой в интервале продуктивного пласта, наличием пластов с аномальными пластовыми давлениями. Вводимые для регулирования плотности тампонажных растворов добавки в большинстве случаев являются инертными в отношении формирования структуры цементного камня и оказывают негативное влияние на основные показатели - проницаемость и прочность. Несмотря на актуальность проблемы, наличия большого количества технологий и технических средств,, направленных на обеспечение герметичности разобщения пластов, насыщенных пластовым флюидом, содержащим в своем составе сероводород и углекислоту, до настоящего времени отсутствуют: однозначное мнение о процессах, вызывающих деструктивные изменения в цементном камне; способы и

методы повышения его долговечности; методики прогнозирования коррозионной стойкости различных тампонажных материалов из минеральных вяжущих; требования к технологии цементирования и применяемым материалам и т.д. Все это сдерживает темпы строительства скважин и обуславливает необходимость дополнительных затрат по сохранности экологической обстановки на месторождении.

Цель работы

Обеспечение качества разобщения продуктивных углеводородных пластов, содержащих агрессивные компоненты - сероводород и углекислый газ.

Задачи исследования

1. Изучение и обобщение причин разрушения цементного камня под действием сероводорода и углекислого газа.

2. Обоснование основных требований к фазовому составу и физико-механическим свойствам тампонажных растворов и цементному камню.

3. Разработка рецептур тампонажных растворов, формирующих камень с повышенной коррозионной устойчивостью при различных термобарических условиях, исследование их физико-механических свойств.

4. Разработка технологии производства коррозионно-устойчивых тампонажных составов.

5. Проведение опытно-промышленных испытаний, разработка нормативной документации, промышленное внедрение.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются нефтяные и газовые продуктивные пласты, имеющие в своем составе сероводород и углекислый газ; предметом -тампонажные материалы для их разобщения, технологии и технические средства для реализации.

Научная новизна

1. Научно обосновано и экспериментально подтверждено объяснение процессов деструктивного разрушения цементного камня при сероводородной

и углекислой агрессии, обусловленное: степенью диссоциации газов в поровой жидкости, фазовым составом цементного камня и структурой порового пространства.

2. Обоснованы требования и разработаны рецептуры тампонажных материалов для разобщения интервалов, содержащих сероводород и углекислый газы для различных термобарических условий:

- скважин, с нормальными и повышенными температурами (20 - 100 °С) -цементо-известково-зольное вяжущее;

- скважин, осложненных высокими температурами (более 100 °С) - белито-кремнеземистый тампонажный материал.

Практическая ценность и реализация работы

По результатам выполненных теоретических, экспериментальных, промысловых исследований разработана нормативная документация на изготовление тампонажных композиций, приготовление на их основе тампонажного раствора (руководящие регламенты, инструкции и т.д.), внедрение которых способствует повышению качества разобщения продуктивных пластов и повышению долговечности работы крепи в условиях агрессии пластовых флюидов, содержащих сероводород и углекислый газ, а также сохранению экологической обстановки в районах ведения буровых работ.

Основные защищаемые положения (теоретическая значимость)

1. Методика оценки коррозионной стойкости тампонажных материалов в сероводородной и углекислой агрессии.

2. Результаты экспериментальных исследований коррозионной стойкости тампонажных материалов в условиях кислотной агрессии пластовых флюидов.

3. Рекомендации по применению тампонажных материалов для разобщения продуктивных пластов, содержащих сероводород и углекислый газ с различными температурами.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Выбранная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.15. - «Технология бурения и освоения скважин», а именно пунктам 3: «Физико-химические процессы в горных породах, буровых и цементных растворах с целью разработки научных основ обоснования и оптимизации рецептур технологических жидкостей, химических реагентов и материалов для строительства скважин»; пункту 4: «Тепломассообменные процессы при бурении с целью разработки технологии и технических средств по улучшению коллекторских свойств призабойной зоны пласта, интенсификации притока пластового флюида, предупреждения загрязнения недр, обеспечения охраны окружающей среды».

Внедрение результатов работы

Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований нашли свое отражение в нормативных документах на строительство скважин в ООО «Газпромбурение».

Апробация результатов работы

Результаты проводимых исследований по мере их выполнения докладывались на научно-технических совещаниях ООО «Газпромбурение» и его филиалах (2006-2012 гг); заседаниях кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ (2006-2012 гг), на IV Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, 2010 г., на международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», посвященной 50-летию Тюменского индустриального института, 2013 г.

Публикации

Основные положения работы опубликованы в 5 печатных работах, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ

Структура и объем и работы

Работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 109 наименований. Работа изложена на 145 страницах машинописного текста, включая 40 таблиц и 21 рисунок.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель и основные задачи исследований.

В первом разделе дана краткая характеристика геолого-технологических условий строительства скважин, на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) представлен анализ состояния цементного камня в интервалах пластов, содержащих пластовый флюид с сероводородом и углекислым газом; обоснованы цель работы и задачи для ее реализации.

В разрезе ОНГКМ пласты, насыщенные газом, расположены в трех интервалах, между которыми имеются плотные литологические экраны. Сами пласты являются объектами разработки. Характеристика объектов разработки, их фильтрационно-емкостные свойства, представлены на рисунке 1.

Проницаемость, (к. ыД)

0 1 I объект

Пористость, (т.°-ё)

■ 2 И объект

Эффективная пшиша, (Ьэф, м)

□ 3 ш объект

Рисунок 1 - Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов газа ОНГКМ

В литолого-стратиграфическом отношении первый горизонт (объект 1) сложен карбонатными отложениями артинского и сакмарского ярусов. Толщина его изменяется с запада на восток от 50 до 200 м. Эффективная пористость 12,3 %. Газопроницаемость - 1,3-10*15 м2 в центре и 16,4-10"15 м2 на западе.

Второй - включает карбонатные отложения ассельского яруса и верхнего карбона. Общая толщина объекта в среднем составляет 57 м с эффективной толщиной 23,2 м и пористостью 12,6 %, газопроницаемость варьируется от 7 до 16-Ю"15 м2.

Третий горизонт, так же как и предыдущие состоит из карбонатов, их возраст - верхний и средний карбон. Присутствует, в основном, в центральной части месторождения. Общая толщина составляет в среднем 120,5 м. Эффективная толщина 34 м, эффективная пористость 11,4 %, газопроницаемость 21,3-Ю"15 м2.

Пластовые давления различны. Они определяются степенью разработки месторождения, неоднородностью системы разработки залежей, способами эксплуатации. По абсолютной величине ОНГКМ они постоянно снижаются.

В таблице 1 представлены сведения о пластовых давлениях, рассчитаны градиенты пластовых давлений, которые являются ориентирами для обоснования требований к технологическим жидкостям, предназначенным для вскрытия и разобщения пластов.

Таблица 1 — Сведения о геологических условиях залегания залежей газа на

ОНГКМ

№ п/п Зона ОНГКМ, (УКПГ) Объект Глубина, м Альтитуда, м Пластовое давление, МПа Градиент давления, МПа/м Плотность, бурового раствора, кг/м

1. Восточная (УКПГ- 10) I 1550 136 16,6 0,00107 1146

2. Центральная (УКПГ- 1,2,3,6,7,8,9,12) I П+Ш 1400 110 7,2 0,00476 486

3. Западная (УКПГ-14,15) I П+Ш 1500 81 15.5 10.6 0,0103 0,0067 1106 683

Специфической особенностью пластовых флюидов, насыщающих продуктивные горизонты ОНГКМ, является повышенное содержание кислых компонентов (сероводород до 4,5 %, углекислого газа до 6,6 %), которые в зависимости от рН окружающей среды, химически активны - взаимодействуют с растворимыми в поровой жидкости тампонажного камня оксидами кальция, являющимся продуктом гидратации минералов клинкера портландцемента.

Во втором разделе диссертационной работы приводятся результаты исследований по изучению механизма коррозионного поражения цементного камня в условиях воздействия агрессивных пластовых флюидов (сероводородного и углекислого газов).

При анализе причинно-следственной связи коррозионного поражения цементного камня от воздействия сероводородного и углекислого газов, а также других солей использованы работы Агзамова Ф.А., Будникова П.П., Булатова

A.И., Герасимовой Г.П., Данюшевского B.C., Дмитриева A.M., Зозули Г.П., Кинда

B.В., Кравцова В.М, Кузнецова Ю.С., Курбанова Я.М., Липовецкого А.Н., Мамаджанова У.Д, Мачинского К.Б., Новохатского Д.Ф., Овчинникова В.П., Романовой Т.В., Тарнавского А.П., Толчковой Н.Г., Каримова Н.Х. и многих др. Показана нерешенность проблемы, наличие противоположных взглядов и отсутствие общепринятых технологических и технических решений.

Несмотря на имеющуюся широкую гамму рецептур коррозионностойких цементов, в своем большинстве они не обеспечивают требуемую долговечность и герметичность вскрываемых интервалов. Причинами низкого качества цементирования, имеющимися растворами, является низкая термостойкость (камень на основе глиноземистого и гипсоглиноземистого цемента); не соответствие вязкостных свойств и плотности раствора термобрическим условиям (растворы на основе жидкого стекла); низкая седиментационная устойчивость (растворы из шлаковых вяжущих); наличие клинкерной части в составе тампонажного материала; последствия процессов контракции при твердении и др.

Известно, что сероводород в пластовых условиях может находиться как в газообразном, так и в растворенном виде.

Газ, обладая высокой степенью диффузии, проникает в связанные между собой поры и трещины, растворяется в поровой жидкости, насыщенной гидроокисью кальция. При этом ее щелочность зависит от фазового состава продуктов твердения, определяемый видом и составом тампонажного материала.

При рН окружающей среды равной б сероводород не диссоциирует, находится в молекулярном виде. С увеличением величины рН, протекает процесс его диссоциации по схемам: Н28 Н++ Шили 2 Н+ + Б2". Согласно исследованиям Кравцова В.М., Агзамова Ф.А. и др., при рН < Побразуются продукты химической реакции вида Са(Ш)2, являющимися высоко растворимыми соединениями и они могут быть вынесены за пределы цементного камня, обедняя поровую жидкость относительно Са(ОН)2 и вызывая растворение и гидролиз продуктов твердения цементного камня с выделением новых порций свободной Са(ОН)2. В случае рН 2 12 и более, вероятно образование малорастворимого соединения СаБ, выпадающего в осадок. Изменение содержания Б " и Са нарушает химическое равновесие между рассматриваемыми веществами (газом, жидкостью и твердой фазой), вызывая растворение новых порций газа в поровой жидкости и образование дополнительного количества продуктов взаимодействия. По мере увеличения содержания и роста кристаллов СаБ, генерируется кристаллизационное давление, которое является причиной трещинообразований в цементном камне.

Присутствие углеводородов в порах цементного камня интенсифицирует процессы коррозии.

Таким образом, механизм коррозионного разрушения цементного камня предполагает наличие двух встречных потоков: потока агрессивного флюида и потока Са(ОН)2, находящейся в поровой жидкости. На границе их контакта протекает реакция нейтрализации, которая возможна как внутри структуры сформированного камня, так и на поверхности. Взаимодействие внутри вызывает

изменение структуры порового пространства его размеров. Возможно -уменьшение размеров пор, по мере накопления в порах продуктов взаимодействия; увеличение - за счет возникновения внутренних напряжений и разрушение структуры, за счет выщелачивания и образования хорошо растворимых соединений.

Схема процесса коррозионного поражения цементного камня зависит от фазового состава цементного камня, а именно от основности продуктов твердения (гидросиликатов, гидроалюминатов кальция).

При превышении концентрации агрессивного вещества относительно гидроксида кальция, он движется в область повышенного содержания Са(ОН)2, где начинает диссоциировать. В зоне контакта, где щелочность среды равна 9 и в поровой структуре и неповрежденной части цементного камня (рН ~ 11), сероводород полностью диссоциирует по первой схеме. Образующиеся в этом случае катионы Н+ нейтрализуют ионы ОН", а ионы ВД" проникают совместно с ионами 82" как в окружающую среду, так и вглубь цементного камня. Следует обратить внимание, что они химически инертны по отношению к продуктам твердения, за исключением окислов железа, которые могут взаимодействовать как с НЯ", так и с 82" при любых рН среды. В результате взаимодействия может образовываться сульфид железа, являющийся причиной (в зависимости от содержания ферритных фаз) возникновения кристаллизационного давления.

Отличительной особенностью процесса коррозии при концентрации агрессивного агента значительно меньшей, чем концентрация гидрооксида кальция, является диссоциация Н2Я по второй схеме. Образующиеся в зоне буферного слоя (рН = 9-11) ионы поступают в зону с рН = 11-12,5, где они диссоциируют на ионы Н* и Б2", которые взаимодействуют с ионами ОН" и Са2+' образуется малорастворимое соединение - сульфид кальция, который, выпадая в осадок, уплотняет зону, находящуюся в области протекания реакции. Поступающие дополнительные порции Н28 снижают щелочность на еще большую величину, при этом часть продуктов взаимодействия выводится из

цементного камня в виде хорошо растворимого соединения - гидросульфида кальция.

Механизм разрушения цементного камня под действием углекислоты в целом схож и включает следующие этапы: проникновение газа в поры и капилляры; растворение с образованием слабоустойчивой углекислоты, диссоциирующей в зависимости от рН поровой жидкости на ионы водорода, карбонат ионы или гидрокарбонат ионы; растворение и диссоциация гидрооксида кальция; диффузия ионов и их химическое взаимодействие с образованием карбоната кальция и бикорбаната кальция; кристаллизация, накопление первого и вынос второго.

Процесс деструкции цементного газа от воздействия смеси газов (сероводород и углекислый газ) обусловлен возникновением условий нарушения термодинамической устойчивости гидросиликатов и гидроалюминатов кальция, которые под их воздействием склонны к образованию малорастворимых соединений, генерирующие внутренние кристаллизационные напряжения.

Объяснение механизма коррозионного разрушения цементного камня под действием газообразных, а также растворенных агентов сероводорода и углекислого газа в отдельности и при совместном воздействии позволил обосновать основные показатели, которым должен соответствовать рецептуры тампонажных материалов и их свойства (таблица 2).

Таблица 2 - Основные свойства тампонажных материалов для обеспечения

стойкости к сероводородной и углекислой агрессии

№ Показатели Агрегативное состояние

растворенный газообразный

1 2 3 4

1 Рекционная емкость тампонажного материала (содержание СаО) Максимальная Не ограничивается

2 Равновесная рН продуктов твердения Не ограничивается >11

3 Скорость гидролиза структурных элементов цементного камня Минимальная

4 Структура камня Обеспечивающая минимальную проницаемость 0,5 мкм не более 30 %

Продолжение таблицы 2

1 2 3 4

5 Содержание оксида железа Не ограничивается Менее 10 %

6 Содержание оксида алюминия Не ограничивается Трехкальциевого алюмината 5% при одновременном снижении

1 Контракция при твердении Минимальная

8 Объемные изменения камня Расширение при твердении

9 Седиментационная устойчивость Водоотделение не более 2 %

10 Внутрипоровое ингибирование Желательно

11 Введение ингибиторов коррозии металла Желательно

12 Показатели, влияющие на процесс цементирования В соответствие с ГОСТ 1581-96

В третьем разделе описаны методы и методики проведения экспериментальных исследований по изучению влияния сероводорода и углекислого газа на физико-механические свойства цементного камня. Схема лабораторной установки для получения Н28, С02 и исследования коррозионной стойкости тампонажного камня представлена на рисунке 2.

8

Рисунок 2 - Лабораторная установка для получения Н28, С02 и исследования коррозионной стойкости тампонажного камня: 1 - емкость для получения Н28; 2 - емкость сбора Н28; 3 -емкость с дистиллированной водой; 4 - емкость для получения С02; 5 - емкость сбора С02; 6 - емкость с образцами цемента; 7 - нейтрализатор для удаления избытка газа; 8 - коллектор с отводами

Методика проведения исследований заключалась в следующем: предварительно в камеру погружаются испытуемые образцы, которая герметично закрывалась крышкой, имеющей три отвода: для поступления газа; для отбора проб и его замены; нейтрализатор для удаления избытка газа. Образцы размещаются на перфорированных кислотостойких перегородках. Насыщение воды сероводородом производилось до предельной их концентрации. Обновление и последующее насыщение раствора осуществлялось ежедневно. Это обеспечивало постоянство концентрации агрессивной среды. После определенного промежутка времени образцы извлекались из камеры, продольно разрезались и проводился их комплексный анализ, который включал в себя, визуальный (по изменению цвета образца, фиксировалась глубина коррозионного поражения камня), послойный химический анализ продуктов коррозии, определение рН водных вытяжек. Размеры образцов составляли 0,02 х 0,02 х 0,1 м, 0,01 х 0,01 х 0,03 м.

Исследования физико-механических свойств раствора и получаемого из него камня осуществлялись по стандартным методам согласно ГОСТ1581-96.

В четвертом разделе диссертационной работы представлены результаты экспериментальных исследований и обоснованы рецептуры коррозионностойких тампонажных составов для разобщения интервалов содержащих сероводородный и углекислый газы с различными температурами.

Изложенные в предыдущем разделе представления о механизме разрушения цементного камня при агрессивном воздействии сероводорода и углекислых газов позволили предложить пути решения проблемы в двух направлениях - для скважин с повышенными температурами в интервале залегания агрессивных сред более 100 °С и в интервалах с относительно нормальными температурами 20-100 °С.

В обоих случаях обоснована и экспериментально подтверждена целесообразность использования отходов содового производства, шлаков и кремнийсодержащих добавок (кварцевый песок, горелая порода, зола-унос и др.).

Минералогический состав компонентов тампонажных смесей представлен в таблице 3.

Таблица 3 - Минералогический состав компонентов тампонажной смеси

твердого остатка в %

Наименование компонентов Содержание, %

Твердый остаток СаСОз MgC03 Са(ОН)2 CaS04 СаС12 Si02 r2o П.П.П

58 5,12 11,0 3,3 4,0 9,6 5,4 0,5

Песок Si02 А12ОЗ Fe203 СаО MgO so3 r2o П.П.П.

89,46 3,67 2,18 1,13 1,18 0,05 0,81 1,53

Зола унос 56,0 26,7 4,58 3,64 1,44 2,52 - 5,22

Основанием использования твердого остатка послужило высокое содержание окиси кальция в его составе. Теоретическое обоснование состава возможности его применения предложено было Кравцовым В.М., Овчинниковым В.П., Агзамовым Ф.А., Шаговым A.A. Технологическая схема производства включает в себя совместный обжиг твердого остатка с кремнеземсодержащим материалом, в частности, с песком.

Сопоставление прочностных показателей с данными фазового состава продуктов твердения растворов из предлагаемого тампонажного материала показало, что камень, имеющий высокую прочность, характеризуется структурой, сформированной на основе низкоосновных гидросиликатов кальция типа, тоберморита. Максимальная прочность камня достигается при соотношении: продукт обжига твердого остатка/песок = 63,5/36,5, что соответствует Ca0/Si02, равным 0,5.

С увеличением удельной поверхности кремнеземистого компонента (песка) возрастает не только величина оптимального соотношения Ca0/Si02, но и максимум прочности (рисунок 3). При использовании песка с удельной поверхностью 1500 см2/г максимальная прочность составляла 23 МПа, песка с Sw = 3000 см2/г максимум прочности достигает 26 МПа. Наибольшую прочность, равную 30 МПа, имеет образец, содержащий с Sy;i = 5000 см2/г.

Мольное соотношение, С/Э

Рисунок 3 - Зависимость прочности от мольного соотношения при различных удельных поверхностях: 1- Б = 5000 см2/г; 23000 см2/г;3- 1500 см2/г

Для всех исследованных образцов характер зависимости прочностных показателей от мольного соотношения СаО/8Ю2 в составе сырьевой смеси одинаков. Сначала прочность с увеличением СаО/БЮг растет, а затем при достижении определенного максимума падает. Причем максимум прочности и мольное соотношение, соответствующее максимуму, смещается вправо по мере возрастания удельной поверхности и влево СаО/8Ю2, при которых достигается максимальное содержание гидратных фаз, представленных низкоосновными гидросиликатами кальция.

Таким образом, прочность камня зависит не только от содержания гидратной фазы в единице объема, но и от стадийности ее образования -образуется непосредственно в результате взаимодействия, либо через переход одних гидросиликатов в другие, высокоосновные в низкоосновные.

Важным фактором при оптимизации фазового состава белито-кремнеземистой смеси является температура, поскольку с ее повышением константа скорости растворения К8 возрастает по экспоненте, и, соответственно резко увеличивается предельно допустимое мольное отношение СаО/8Ю2, при котором процесс формирования низкоосновных гидросиликатов протекает в одну

стадию. Чем выше температура, тем большее количество гидросиликатной связки можно получить в единице объема тампонажного камня, при снижении температуры — картина обратная.

Результаты экспериментальных исследований по оценке влияния температуры и мольного соотношения СаО/БЮг на прочность цементного камня с различными сроками твердения, приводятся в таблице 4.

Таблица 4 - Влияние температуры и мольного соотношения СаО/8Ю2 на _^_кинетику процесса формирования структуры камня_

Ca0/Si02 СаО+ MgO, % Температ ура, С "Прочность на сжатие (МПа), в зависимости от времени твердения, сут

2 4 6 8 10 12

0,30 16,5 150 22,385 24,86 27,34 32,56 31,52 26,46

0,45 19,6 28,42 29,4 36,75 38,5 36,68 33,67

0,50 21,8 150 28,35 32,04 34,79 41,44 40,11 33,67

0,60 26,2 10,5 12,39 10,29 13,51 14,07 16,24

0,30 16,5 175 29,205 34,705 39,27 33,44 31,02 29,87

0,45 19,6 32,25 35,56 45,5 42,98 41,7 33,88

0,50 21,8 37,17 44,77 49,98 42,56 39,48 38,01

0,60 26,2 13,65 13,72 15,12 11,76 11,83 13,3

0,30 16,5 185 представлен ия 5 образце 24,92 35,42 33,11 32,34 28,38 30,8

0,45 19,6 35,23 42,12 34,37 36,82 30,59 26,12

0,50 21,8 31,71 45,08 42,04 41,16 36,12 39,2

0,60 Примечаш результата 26,2 ie: в таблице м исследова! 9,66 ы средние з в 12,11 начения п 13,51 эочностн 12,95 ¡>гх показ; 11,9 1ТСЛСЙ по 11,83

По результатам экспериментальных исследований предложен состав тампонажного материала для горячих скважин при следующих сочетаниях сырьевых компонентов: твердый отход 73-80 %, кремнеземистая добавка 14-24 %, хлорид кальция 3-6 %, температура обжига 1273-1373 К. Хлорид кальция присутствует в сырьевой смеси (в составе твердого остатка), без дополнительного ввода.

В таблице 5 представлены результаты оценки прочностных свойств образцов на основе предложенного состава в сравнении с повсеместно применяемыми тампонажными материалами.

Таблица 5 - Влияние температуры на прочностные показатели

тампонажного камня

Условия твердения Предел прочности на изгиб в возрасте 1 суток, МПа

Давление, МПа Температура, °С камня на основе обожженного твердого остатка содового производства камня на основе ШПЦС -120 камня на основе портландцемента для горячих скважин

40 75 3,0 2,8 6,4

40 100 10,6 3,7 4,4

40 150 24,0 16,7 2,0

40 Примечани результата\ 180 е: в таблице npej исследований 5 32,2 уставлены средние знач образцов 25,3 ения прочности образец разрушен х показателей по

Для интервалов крепления сероводородсодержащих скважин с нормальными и повышенными температурами (до 100 °С) обосновано и экспериментально подтверждено целесообразность и эффективность применения цементно-известково-зольного вяжущего. При введении в состав цементо-зольной смеси известьсодержащего компонента и использовании дезинтеграторной технологии, как показано Ф.А. Агзамовым, возможно получение на ранней стадии твердения прочной, малопроницаемой структуры цементного камня, благодаря ускорению процесса связывания гидроксида кальция в гидросиликаты кальция пониженной основности вида С28Н2, переходящего в Р-С282Н2 при повышенных температурах. Для того, и другого характерна тонковолокнистая структура, представленная соединениями с высокой удельной поверхностью. Состав тампонажного материала включает в себя: портландцемент (65-70 %), зола унос (13-18 %) и известково-кремнеземистая композиция (продукт обжига твердого остатка) 14-20 %. В отличие от предложенного белитового вяжущего обжиг твердого остатка производится без кремнеземсодержащего компонента. Результаты экспериментальных исследований физико-механических свойств растворов и формирующегося камня из него, приготовленного по различным технологиям, представлены в таблице 6.

Предложенный тампонажный материал обладает удовлетворяющими для цементирования скважин с нормальными и умеренными температурами (20 -

100 °С) требованиями. Механическая активация тампонажного материала (дезинтегратором) повышает прочностные показатели цементного камня.

Таблица 6 - Результаты исследований физико-механических свойств __цементного раствора и камня__ __

Состав Способ приготовле ния 1, °С Сроки схватывания, ч.-мин. Прочность на изгиб, МПа Водоотде лние, % Расшире ние, % рН водной вытяжки цем. камня

нач. кон. 2 сут 14 сут 2 сут 14 сут

ПЦТ-70 % ЗУ -15% ИБС-15% Механичес кий 22 75 3-45 1-35 6-25 2-00 2,44 4,0 3,9 5,8 0,4 0,5 1,0 11,96 11,60 11,74 11,73

ПЦТ-70 % ЗУ-15% ИБС-15% Дезинтегра торный 22 75 3-20 1-20 5-40 1-55 3,5 5,1 5,3 6,9 0,3 0,4 1,1 11,71 11,41 11,50 11,20

ПЦТ-50 % ЗУ-15% Дезинтегра торный 22 75 4-55 1-50 8-05 2-20 1,6 4,4 3,2 5,9 2,9 0 0 12,10 11,74 11,82 11-35

ПЦТ-100 % Примечание результатам Заводской в таблице исследуемых 22 75 пред 5 обр 6-05 2-00 ставлень тщов 9-15 3-15 I среден 2,6 3,8 1е значе 3,8 6,0 ния пр 3,5 ЭЧНОСТ] уса дка тых 12,64 12,71 показате 12,82 12,89 пей по

Результаты исследований на коррозионную стойкость образцов цементного камня на основе белито-кремнеземистого и портландцемента с добавкой ИБС и золы-унос в условиях сероводородной и углекислотной агрессии приведены в таблице 7.

Таблица 7 — Сведения о влиянии Н28, С02, (Н28+ С02) газ на прочность ___цементного камня___

Вид цемента Время пребывания в среде Н28 С02(газ) (Н28 + С02)(газ)

Кс рН Кс рН Кс ЗО;- С01 рН

БКЦ Исх 1,00 0,24 10,8 1,000 2,04 10,79 1,00 0,24 2,04 10,8

3 мес. 0,98 4,62 9,92 0,971 6,13 9,84 0,96 3,03 4,66 9,9

12 мес. 0,89 6,11 9,38 0,921 10,82 9,24 0,88 4,93 5,20 9,11

ПТЦ+ ИВС+ ЗУ Исх 1,00 2,36 12,4 1,000 8,80 12,40 1,00 2,36 8,80 12,4

3 мес. 0,96 12,1 11,4 0,860 10,45 11,68 0,89 7,82 7,10 11,3

12 мес. 0,84 14,5 10,1 0,845 14,40 11,17 0,83 8,78 7,26 11,2

В пятом разделе диссертационной работы предложены технологические схемы производства белито-кремнеземистого тампонажного материала и материала на основе портландцемента, золы-унос, известково-кремнеземистой композиции; технологии приготовления растворов на их основе; результаты промышленных испытаний.

Технологическая схема производства белито-кремнеземистого вяжущего основано на совместном обжиге при температуре 1173 - 1273 К твердого отхода и кварцевого песка с последующим помолом продукта обжига. В процессе обжига протекают процессы дегидратации основных компонентов сырьевых материалов и их взаимодействия между собой - происходит разложение карбонатов кальция и магния с последующим взаимодействием с оксидом кальция, оксидом кремния с образованием двухкальциевого силиката.

При проведении опытно-промышленного выпуска были разработаны технические требования, регламентирующие содержание компонентов сырьевой смеси, и уточнены технологические параметры режима обжига, а также осуществлена реконструкция печи обжига и сушильной камеры, что позволило упростить технологию производства и получать партию белитокремнеземистого вяжущего однородную по своему составу и физико-механическим свойствам.

Цементо-зольная композиция представляет собой смесь таких материалов как, зола-унос, портландцемент и известково-кремнеземистое вяжущее. Последнее получают по аналогичной, что и белито-кремнеземистый цемент технологической схеме с использованием того же оборудования, снизив лишь температуру обжига (до 900 °С). Получение же тампонажной смеси осуществляют в тампонажном управлении (конторе), путем последовательного затаривания цементо-смесительной машины компонентами в заданном соотношении с последующей перезатаркой из одного агрегата в другой.

Данная технологическая схема имеет много негативных факторов: загрязнение окружающей среды; отрицательное влияние на организм

обслуживающего персонала; трудоемкость процесса; большие временные затраты и т.д.

Указанные недостатки устраняются при применении технологической схемы по приготовлению тампонажных смесей, предложенной совместно с Овчинниковым В.П., Фроловым A.A., в которой используется оборудование фирмы «Байрон Джексон» и в условиях которого были осуществлены выпуски опытных партий разработанных материалов.

Внедрение БКЦ было осуществлено при цементировании нефтяных скважин с АВПД и температурами на месторождениях разбуриваемых «Актюбнефтегазгеология» и «Гурьевнефтегазгеология».

Следует отметить, что в разрезе месторождений разбуриваемых указанными предприятиями присутствует сероводород.

Для примера приводятся результаты цементирования скважины № 4 Елемес. Цементированию подвергался 194 мм хвостовик в интервале 3200 -4040 м. Бурение данного интервала велось 215,9 мм долотом, в качестве бурового раствора использовался нефтеэмульсионный

высокоминерализованный солями калия, натрия и магния утяжеленный раствор плотностью 1900 кг/м3, вязкостью 60-100 с. Показатель фильтратоотдачи 6-9 см3/30мин.

Для нейтрализации поступления сероводородного газа применялся реагент Т-80. Температура в интервале цементирования составила 369 - 403 К. Приготовление тампонажного раствора осуществлялось по принятой в экспедиции технологии. Параметры тампонажного раствора были следующие: плотность составляла 2200 кг/м3; растекаемость при водотвердом отношении 0,4 составляла 18 см по конусу АзНИИ; сроки схватывания - начало 3 ч. 10 мин., конец 4 ч. 40 мин.; в качестве замедлителя использовался реагент НТФ в количестве 0-15 % от всей сухой смеси. Утяжеление тампонажного раствора осуществлялось баритом. Качество цементирования оценивалось по данным

аккустической цементометрии в сравнении с соседней скважиной. Результаты приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Результаты цементирования скважин

Показатели оценки качества, % Скв. № 4 Елемес Скв. № 1 Аиршагыл

сплошное сцепление 64,4 38,9

частичное сцепление 19,9 31,9

отсутствует 15,7 29,2

В последствии, аналогичный по составу материал был применен при цементировании эксплуатационных колонн на скважинах № 2,5 месторождения Кожасай ОАО «Актюбнефтегазгеология».

Результаты оценки состояния работ на этих скважинах показал отсутствие заколонных давлений и поступление газа на устье через заколонное пространство после полутора лет их работы.

Проверка коррозионной стойкости образцов камня из цементно-зольной композиции была осуществлена путем размещения образцов из различных вяжущих в скважину месторождения Жаножол, температура 60 °С, давления 25,3 МПа. Продолжительность нахождения образцов в скважине составил порядка 10 месяцев. Были испытаны образцы пяти видов тампонажных смесей -шлаковое гидрогранатное вяжущее (ФТШ/СРШ/жидкое стекло), портландцементо-известково-зольное; портландцемент; портландцемент - зола; портландцемент — резина; портландцемент-зола-резина; портландцемент-керамзитовая пыль; портландцемент - глина.

Наиболее стойкими оказались образцы, приготовленные из цементо-зольной композиции (коэф. стойкости 1,18) и шлакового гидрогранатного вяжущего - ФТШ/СРШ/жидкое стекло (коэф. стойкости 1,84). Последние, в основном представлены низкоосновными гидросиликатами кальция, таким образом, результаты проведенных исследований в скважине подтверждали результаты теоретических и лабораторных исследований.

В заключении автором сформулированы основные выводы и рекомендации по результатам проведенных исследований:

1. Основными поставщиками углеводородного газа на ближайшие годы остаются крупные газовые и газоконденсатные месторождения севера Тюменской области, южной и центральной части Российской Федерации (в частности Оренбургское и Астраханское газоконденсатные месторождения). Сложность строительства скважин на этих месторождениях обусловлена присутствием в составе добываемого пластового флюида сероводородного и углекислого газов.

2. Установлено, что механизм коррозионного поражения цементного камня в условиях сероводородной и углекислотной агрессии обусловлен степенью их диссоциации в поровой жидкости, видом продуктов твердения тампонажного раствора, размерами пор сформированного камня.

3. Обоснованы требования к тампонажным материалам для разобщения интервалов, насыщенных флюидами, содержащих сероводородный и углекислый газы для различных термобарических условий окружающей среды.

4. Основное условие разработки тампонажного материала для разобщения интервалов с температурами более 100 °С - формирование цементного камня, преимущественно представленного низкоосновными гидросиликатами кальция и отсутствием железосодержащих соединений. Этим условиям удовлетворяет белито-кремнеземистый тампонажный материал. В качестве сырьевых компонентов его получения предложено использовать отход содового производства в сочетании с кремнеземом путем их совместного обжига.

5. Изучено влияние условий обжига, состава и свойств сырьевых компонентов на физико-химические свойства твердеющего цементного камня. Показано:

- влияние на прочностные свойства формирующегося цементного камня основности сырьевой смеси (СаО/БЮг). Максимальная прочность камня достигается при соотношении продукта обжига твердого остатка с песком в соотношении (63,5/36,5), что соответствует основности равной, приблизительно 0,5.

- исследования подтвердили существенное влияние удельной поверхности тампонажной композиции, как на характер процесса структурообразования, так и

на свойства конечного продукта. С увеличением удельной поверхности возрастает предельно допустимое соотношение СаО/БЮг, при котором образуется структура камня, преимущественно представленная низкоосновными гидросиликатами кальция. Соответственно увеличивается его «конечная» прочность. Наиболее оптимальная величина удельной поверхности - от 3000 до 5000 см2/г.

- наиболее полно отвечает требованиям обеспечения качества крепи скважин в условиях высоких температур (свыше 100 °С) камень, полученный из тампонажной композиции при следующих сочетаниях сырьевых компонентов: твердый отход 73-80 %, кремнеземистая добавка 14-24 %, хлорид кальция 3-6 %, температура обжига 1273-1373 К. Хлорид кальция (3-6 %), присутствует в сырьевой смеси без дополнительного ввода.

6. Для разобщения пластов с температурами 20-100 °С разработана и рецептура тампонажной смеси, состоящей из портландцемента (65-70 %), золы унос (13-18 %) и известково-кремнеземистой композиции (14-20 %). Предложено для повышения прочностных свойств формирующегося из него цементного камня тампонажную композицию подвергнуть до применения (при изготовлении, в условиях производства, либо при получении тампонажного раствора, в условиях буровой) дезинтеграторной обработке.

7. Экспериментальными исследованиями показано повышенная, в сравнении с тампонажными материалами, выпускаемыми отечественной промышленностью, коррозийная стойкость в условиях воздействия сероводородного и углекислого газов образцов тампонажного камня на основе разработанных материалов.

8. Предложены технологические схемы производства разработанных рецептур коррозионностойких тампонажных материалов при углекислой и сероводородной агрессии для изготовления в условиях цементного производства, тампонажного управления;

9. Теоретические, технические и технологические разработки прошли промышленную апробацию, которые показали эффективность и целесообразность промышленного их внедрения.

Основные результаты работы отражены в следующих публикациях:

а) статьи в научно-технических журналах, рекомендованных ВАК

1. Овчинников В.П. Тампонажный материал для крепления сероводородсодержащих скважин с температурами 20-100 °С / В.П. Овчинников, Т.А. Ованесянц // Бурение и нефть. - 2008,- № 12. - С. 18 - 19.

2. Ованесянц Т.А. «Результаты исследований стойкости цементного камня при сероводородной и углекислой агрессии» / Т.А. Ованесянц, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. - 2009,- № 03. - С. 22-24.

3. Харитонова Т.А. Результаты исследований стойкости цементного камня при сероводородной и углекислой агрессии / Т.А. Харитонова, В.П. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень, ТюмГНГУ. - 2010. - № 4. - С. 50 - 52.

б) статьи в научно-технических журналах, сборниках научных трудов и конференций

4. Овчинников В.П. К проблеме тампонирования продуктивных сероводородсодержащих горизонтов / В.П. Овчинников, Т.А. Ованесянц, Р.А. Сафин // Сб. науч. тр. Тюменского отделения РАЕН: «Проблемы топливно-энергетического комплекса Западной Сибири». - Тюмень. - 2009.-С. 126-131.

5. Харитонова Т.А. Сероводород- и углекислостойкий тампонажный материал для разобщения продуктивных горизонтов с температурами более 100 °С / Т.А. Харитонова, В.П. Овчинников // Сб. науч. тр.: «Сборник научных трудов IV Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете». — Тюмень: ТюмГНГУ. - 2010. - С. 20-22.

Соискатель

Т.А. Харитонова

Подписано в печать 22.11.2013 Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,62. Тираж 100 экз. Заказ № 1988 Библиотечно-издательский комплекс федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38. Типография библиотечно-издательского комплекса 625027, Тюмень, ул. Киевская, 52.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Харитонова, Татьяна Александровна, Тюмень

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

(ТюмГНГУ)

ХАРИТОНОВА ТАТЬЯНА АЛЕКСАНДРОВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ

ДЛЯ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ С СЕРОВОДОРОДНОЙ И УГЛЕКИСЛОЙ АГРЕССИЕЙ

Специальности 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

04201455208

На правах рукописи

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -доктор технических наук Овчинников В.П.

Тюмень - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.....................................................................................................................4

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ РАБОТ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, СОДЕРЖАЩИХ В СОСТАВЕ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ УГЛЕКИСЛЫЙ И СЕРОВОДОРОДНЫЙ ГАЗЫ (НА ПРИМЕРЕ ОРЕНБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСТАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ОНГКМ))....................8

1.1 Характеристика пород, слагающих разрез Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения...................................................................................................................................9

1.2 Характеристика коллекторов-объектов разработки.........................................................14

1.3 Краткая характеристика газов - углекислого газа и сероводорода.................................20

2 ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ИЗУЧЕНИЮ МЕХАНИЗМА КОРРОЗИОННОГО ПОРАЖЕНИЯ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ В УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ, УГЛЕКИСЛОТНОЙ И СОВМЕСТНОЙ (СЕРОВОДОРОДОУГЛЕКИСЛОТНОЙ) АГРЕССИИ............................................................................................................................22

2.1 Анализ результатов исследований коррозионной стойкости......................................22

2.2 Объяснение механизма коррозионного поражения цементного камня в условиях сероводородного воздействия........................................................................................................29

2.3 Деструкция цементного камня от воздействия углекислого газа...........................38

2.4 Объяснение механизма процесса коррозии при сероводородо-углекислом воздействии......................................................................................................................................42

2.5 Обоснование требований к тампонажным материалам для разобщения пластов, содержащих сероводородный и углекислый газы.......................................................................46

2.6 Теоретические предпосылки создания коррозионностойких тампонажных материалов 50

2.6.1 Теоретические предпосылки к разработке тампонажных материалов для крепления интервалов содержащих сероводород и углекислый газ с температурами 20 - 100 °С.................51

2.6.2 Теоретические предпосылки к разработке тампонажных материалов для разобщения интервалов, содержащих сероводородные и углекислотные газы с температурами более 100 °С. 53

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.............................................................................................57

3 МЕТОДЫ И МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРЕМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ................................................................................................................58

3.1 Методы измерения свойств тампонажных составов....................................................58

3.2 Методика изучения процесса коррозионного поражения образцов цементного камня.................................................................................................................................................61

3.3 Методика обработки результатов экспериментальных исследований.......................66

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ТАМПОНАЖНЫХ

РАСТВОРОВ, КАМНЯ..........................................................................................................69

4.1 Результаты экспериментальных исследований физико-механических свойств тампонажного раствора, камня для температур 20-100 °С..........................................................69

4.1.1. Обоснование состава тампонажной композиции и результаты исследования физико-механических свойств раствора, камня на ее основе.....................................................69

4.1.2 Результаты исследований тампонажного камня на коррозионную стойкость.......75

4.2 Результаты экспериментальных исследований физико-механических свойств тампонажного раствора, камня для температур более 100 °С....................................................80

4.2.1. Обоснование состава тампонажного материала..........................................................80

4.2.1.2 Результаты исследований влияния удельной поверхности на оптимальное соотношение сырьевых компонентов и прочность камня...........................................................88

4.2.1.3 Обоснование состава белито-кремнеземистого тампонажного материала..........92

4.2.1.4 Результаты исследований по изучению процесса твердения белито-кремнеземистого тампонажного раствора....................................................................................98

4.2.1.5 Результаты исследований процессов седиментации и деформационных явлений 104

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4...........................................................................................113

5 ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА ТАМПОНАЖНЫХ КОМПОЗИЦИЙ,

РЕЗУЛЬТАТЫ АПРОБАЦИИ.............................................................................................115

5.1 Технология производства белито-кремнеземистого тампонажного материала и цементно-зольной композиции....................................................................................................115

5.2 Результаты оценки достоверности экспериментальных исследований...................119

5.2.1 Белитокремнеземистого вяжущего.....................................................................................119

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ:............................................................131

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ........................................................134

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Достижение необходимого уровня темпов добычи углеводородного сырья обеспечивается, в частности, за счет эксплуатации месторождений с агрессивными компонентами. Такими месторождениями являются Оренбургское и Астраханское, в состав пластового флюида которых входит значительное количество сероводорода и углекислого газа. Дальнейшее развитие ресурсной базы нашей страны приурочено к месторождениям Восточной Сибири, в составе пластовых флюидов также отмечается их присутствие. Во многих случаях они являются причиной коррозионного разрушения цементного камня, следствием которого является возникновение тяжелых осложнений таких как, разрушение крепи скважин, загрязнение окружающей среды, а в некоторых случаях человеческих жертв.

Проблема крепления скважин, в этих условиях, является не до конца решена и актуальна на современном этапе развития науки и технологии.

Для ряда крупных газоконденсатных месторождений, таких как Астраханское, Оренбургское и других решение указанной проблемы имеет свои специфические особенности. Помимо высокого содержания в добываемом продукте сероводорода и углекислого газа (до и более 8 %) они характеризуются повышенной температурой в интервале продуктивного пласта, пониженным и повышенным пластовыми давлениями. Вводимые для регулирования плотности тампонажных растворов добавки (облегчающие, утяжеляющие) в большинстве своем являются инертными, в отношении формирования структуры цементного камня, и оказывают негативное влияние на его показатели - проницаемость, прочность. Несмотря на актуальность проблемы, наличия большого количества технологий и технических средств, направленных на обеспечение герметичности

тампонажного камня в интервалах горизонтов, насыщенных пластовым флюидом, содержащим в своем составе сероводород и углекислоту, до настоящего времени отсутствуют: однозначное мнение о процессах, вызывающих деструктивные изменения сформированного цементного камня; способы и методы повышения его долговечности; методики прогнозирования коррозионной стойкости различных тампонажных материалов из минеральных вяжущих; требования к технологии цементирования и применяемым техническим средствам и материалам. Все это сдерживает темпы строительства скважин, и обуславливает необходимость дополнительных затрат по сохранности экологической обстановки в районе сооружаемого объекта - скважины.

Цель работы

Обеспечение качества разобщения, вскрываемых продуктивных проницаемых пластов, содержащих агрессивные вещества - сероводород и углекислый газ.

Задачи исследования

1 .Изучение и обобщение причин разрушения цементного камня под действием сероводорода и углекислого газа.

2. Обоснование основных требований к фазовому составу и физико-механическим свойствам тампонажных растворов и формирующегося из них камня.

3. Разработка рецептур тампонажных растворов, формирующих камень с повышенной коррозионной устойчивостью при различных термобарических условиях, исследование их физико-механических свойств.

4. Разработка технологии производства коррозионно-устойчивых тампонажных составов и растворов на их основе.

5. Проведение опытно-промышленных испытаний, разработка (по их результатам) нормативной документации, промышленное внедрение разработанных технических и технологических решений.

Объект и предмет исследования

Объектом являются нефтяные и газовые продуктивные пласты, имеющие в своем составе сероводород и углекислый газ; предметом - тампонажные материалы для их разобщения, технологии и технические средства для реализации.

Научная новизна

1. Научно обосновано и экспериментально подтверждено объяснение процессов деструктивного разрушения цементного камня при сероводородной и углекислой агрессии, обусловленное: степенью диссоциации газов в поровой жидкости, фазовым составом цементного камня и структурой порового пространства.

2. Обоснованы требования и разработаны рецептуры тампонажных материалов для разобщения интервалов, содержащих сероводород и углекислый газы для различных термобарических условий окружающей среды:

- скважин, с нормальными и повышенными температурами (20 - 100 °С) -цементо-известково-зольное вяжущее;

- скважин, осложненных высокими температурами (более 100 °С) - белито-кремнеземистый тампонажный материал.

Практическая ценность и реализация работы

По результатам исследований разработаны инструкции на изготовление тампонажных композиций, приготовление на их основе тампонажного раствора, внедрение которых способствует повышению качества разобщения продуктивных

пластов и повышению долговечности работы крепи в условиях агрессии пластовых флюидов, содержащих сероводород и углекислый газ, а также сохранению экологической обстановки в районах ведения буровых работ.

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ РАБОТ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, СОДЕРЖАЩИХ В СОСТАВЕ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ УГЛЕКИСЛЫЙ И СЕРОВОДОРОДНЫЙ ГАЗЫ (НА ПРИМЕРЕ ОРЕНБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСТАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ОНГКМ))

Работы по заканчиванию газовых скважин, содержащих в своем составе коррозионноактивные агенты, предопределяет необходимость решения ряда технических и экологических проблем, возникающих при эксплуатации скважин и в последующем.

Среди них особая роль и актуальность отводится проблеме обеспечения герметичности разобщения продуктивных пластов, в особенности пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и содержащих пластовые флюиды, вызывающие коррозию цементного камня. Из всего многообразия коррозионно-активных пластовых флюидов наиболее опасны углекислота и сероводород, поскольку последние взаимодействуют не только с металлом (обсадной колонной), но и с тампонажным камнем. Механизм процесса коррозии цементного камня и физико-химические факторы, определяющие ее скорость, остаются не выясненными, что вызывает определенные проблемы в решении поставленной цели. Отсутствует и концепция по разработке тампонажных материалов стойких к их воздействию. При этом следует учитывать и влияние пластовых температур, давлений, содержание агрессивных соединений и т.д.

Например, для Оренбургского газоконденсатного месторождения решения указанной проблемы имеют свои специфические особенности. Помимо высокого содержания в добываемом продукте таких составляющих как сероводород и углекислый газ (до 8 % каждого) оно характеризуется повышенной температурой, а в интервале продуктивного пласта, пониженным пластовым давлением. Последнее обуславливает использование облегченных тампонажных растворов. Вводимые облегчающие добавки в большинстве своем являются инертными при формировании структуры цементного камня и оказывают негативное влияние на структуру его порового пространства. В этой связи, актуальным и важным

является изучение механизма протекания коррозионного поражения сформированного цементного камня в условиях воздействия рассматриваемых газов и разработка, на ее результатах, рецептур тампонажных материалов, обладающих способностью противостоять коррозионному воздействию пластового флюида в разнообразных геологических условиях (давлениях и температурах), в течении длительного времени, тем самым обеспечивая герметичность заколонного пространства.

1.1 Характеристика пород, слагающих разрез Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

Геологическое строение Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения подробно описано в большом количестве периодических и фондовых изданиях [1-7]. Поэтому подробно в данной работе описаны сведения, характеризующие лишь интервалы цементирования. Продуктивные залежи данного месторождения расположены в подсолевых горизонтах, состоящих из карбонатов нижнепермского и каменноугольного возрастов [2-5]. Особенно отмечается в геологическом строении масштабность (130-22-0,520 км) ОНГКМ и зональность его фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС), представленные на рисунке 1.1.

Расположение углеводородосодержащих горизонтов вызвано первичными условиями осадконакопления и постседиментационными явлениями. Особенности литологии ОНГКМ достаточно хорошо изучены и описаны в работах [4-7].

Породы, слагающие разрез месторождения, в основном карбонатные, по своей структуре разделены на группы: биогенные, хемогенные, «переотложенные», биохемогенные и криптогенные.

Микрозернистые известняки - породы с сутуровыми поверхностями и вертикальными трещинами, плотные и массивные, нередко состоящие из карбонатных и сульфатных образований, часто с пятнами битумов представляют

хемогенную группу пород. Основная их толща, представлена микрозернистым кальцитом, с мелким единичным органогенным детритом и неопределимым шламом [4,11].

Микрозернистые известняки нередко трещиноваты (тонкие ветвящиеся минеральные трещины), с присутствием примесей сульфатного и доломитового материала [4,11].

Сгустковыми и комковатыми являются биохемогенные известняки, которые находятся в верхней части разреза ОНГКМ, представленные темно-серыми комочками и сгустками микрозернистого кальцита, в котором присутствует примесь фаунистического материала. Фрагменты цементируются кальцитом (тонко- и мелкокристаллическим).

Артинский ярус представлен породами типа базальтов, в которых цементирующим веществом являются сульфаты. Отмечено наличие трещин [12].

Биоморфными и детритовыми разностями представлены биогенные известняки (водорослево-фораминиферовые и сгустково-фораминиферовые). Цементируются участками, часто среднезернистым кальцитом, гипсом, реже ангидритом. Цемент порового и контактного типа.

Известняки, представленные органогенно-детритовыми породами, присутсвуют по всему разрезу. По своим размерам они классифицируются на крупнодетритовые, мелкодетритовые и шламовые. [2, 5, 12].

Кальцитовые обломки раковин различной фауны представляют крупнодетритовые известняки. Разнообразный состав, слагающих их обломки, относят к разновидностям полидетрита, цементирующим веществом является зернистый кальцит. Известняки мелкодетритовые переслаиваются с крупно детритовыми. Цемент в них представлен микрозернистым кальцитом порового и базальтового типов. [5].

Известняковые «раковинные песчаники», переотложенные комковатые и оолитовые объединены в группу «переотложенных пород»[7].

Схематичный продольный профиль

Структурная карта по кровле карбонатно й пачки артинского яруса Рисунок 1.1- Схема строения Оренбургского НГКМ

«Раковинные песчаники» (известняковые) - массивные, плотные и пористые, светлые, сформированные из плохо отсортированных, окатанных фрагментов органического происхождения [4, 5, 12]. Существенная часть породы (до 80 %) органогенная. Остатки фауны цементируются разнозернистым кальцитом. Тип цемента различный - поровый, крустификационный, контактовый, на крупнофрагментарных разностях - пойкилитовый [7, 12].

В небольшом количестве пропластков, в разрезе сакмарского яруса встречаются оолитовые известняки, которые сложены хорошо отсортированными оолитами. Цемент базальтового и порового типов микрозернистый, кальцитовый.

Метасоматические доломиты и вторично измененные разности известняков выделены в криптогенную группу [2, 5], представлены трещинами, порами и кавернами; доломиты - тонко-, мелко- и среднезернистые, иногда с реликтами сгустковой и органогенной структур, с включениями крупнокристаллических сульфатов [6, 7, 12].

Вторично измененные породы - это сильно перекристаллизованный известняк, сложенный кальцитом с разны