Обоснование и разработка промывочных и тампонажных составов для бурения скважин в условиях льдо- и гидратообразования

Лю Тяньлэ

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование и разработка промывочных и тампонажных составов для бурения скважин в условиях льдо- и гидратообразования
ВАК РФ 25.00.14, Технология и техника геологоразведочных работ

Автореферат диссертации по теме "Обоснование и разработка промывочных и тампонажных составов для бурения скважин в условиях льдо- и гидратообразования"

На правах рукописи

ЛЮ ТЯНЬЛЭ

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПРОМЫВОЧНЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЛЬДО-И ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ (НА ПРИМЕРЕ РАЗВЕДКИ ГАЗОГИДРАТОВ В ПРОВИНЦИИ ЦИНХАЙ - КНР)

Специальность 25.00.14 -Технология и техника

геологоразведочных работ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

П !".'ч

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ - 2013

005061103

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный

минерально — сырьевой университет «Горный».

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Николаев Николай Иванович

Официальные оппоненты:

Соловьёв Николай Владимирович доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Российский государственный геологоразведочный университет им. Серго Орджоникидзе», кафедра современных технологий бурения скважин, заведующий кафедрой

Петров Игорь Петрович кандидат технических наук, ОАО «Росгеология», заместитель директора филиала «Геолого-экологический участок»

Ведущая организация - ОАО «Тульское научно-исследовательское геологическое предприятие»

Защита состоится 28 июня 2013 года в 16 ч. на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, г. Санкт-Петербург, В.О., 21-я линия, д.2, ауд. 2123.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Автореферат разослан 28 мая 2013 г. УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ ( П

диссертационного совета Ц^гГ В.П. Онищин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы: Исследования, проведённые в 70-х и 90-х годах прошлого века в России, а затем в Австрии и Норвегии объективно доказали возможность извлечения природного газа из так называемых газогидратов, запасы углеводородов в которых оценивается от 1,8х 1014 до 7,6><1018 м3. В настоящее время огромными потенциальными запасами углеводородов обладают страны, в структуре литосферы которых заметное место занимает криолитозона.

На территории КНР имеется ряд областей, перспективных для поиска и разведки месторождений природных газовых гидратов.

Так, в провинции Цинхай (Северо-Запад Китая) путём бурения четырёх поисковых скважин были обнаружены залежи метановых гидратов в интервалах глубин от 130 до 400м при температуре пород от -2 °С до +2,4 °С. Площадь перспективного месторождения (район Мули) составляет около 100 тыс. км2.

Основными проблемами бурения скважин на данной площади является гидратообразование на стенке скважины и на буровом инструменте вследствие физико-химического взаимодействия природных газов с дисперсионной средой бурового раствора, что вызывает прихваты снаряда, сальникообразование, обрывы бурильных труб и т.д., а также льдообразование в цементном тесте при тампонировании неустойчивых горных пород, что приводит к разрушению цементного камня, обвалам и осыпям пород в ствол скважины.

Указанные проблемы делают актуальными исследования и разработку составов буровых промывочных и тампонажных растворов, предупреждающих образование клатратных соединений и льда в процессе бурения и крепления скважин.

Целью работы является повышение эффективности бурения скважин в многолетнемёрзлых породах (ММП) при разведке газовых гидратов.

Идея работы заключается в комплексном использовании в составе базовых буровых промывочных растворов на водной основе специальных противогидратных добавок на основе

высокомолекулярного кинетического ингибитора-

поливинилпироллидона, исключающего гидратообразование в скважине в процессе бурения, а также тампонажных составов на основе высокоалюминатных вяжущих веществ, обладающих высокой интенсивностью структурообразования, экзотермией и плочностью цементного камня в условиях отрицательных температур.

Задачи исследований:

• провести анализ современного состояния технологии бурения разведочных скважин в многолетнемёрзлых горных породах;

• разработать рецептуры технологических жидкостей, обеспечивающих снижения аварийности при бурении скважин в мерзлоте;

• провести экспериментальные исследования по определению основных структурно-реологических показателей разработанных составов;

• дать технико-экономическую оценку предложенным разработкам.

Методика исследований включала анализ современного состояния теории и практики бурения скважин в многолетнемёрзлых породах при поиске и разведке газовых гидратов. Экспериментальное исследование свойств газовых гидратов, промывочных жидкостей и тампонажных смесей, а также их взаимодействия в условиях отрицательных температур.

Научная новизна заключается в установлении механизма предупреждения гидратообразования при взаимодействии природного газа с дисперсионной средой бурового раствора, а также льда, при твердении тампонажной смеси в условиях отрицательных температур, что позволит снизить аварийность буровых работ в многолетнемёрзлых породах.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, воспроизводимостью полученных данных и удовлетворительной

сходимостью расчетных величин с результатами лабораторных исследований.

Практическая значимость работы заключается в разработке составов буровых растворов и тампонажных смесей для бурения скважин в мёрзлых породах. Производственные эксперименты проведены на месторождении газогидратов в провинции Цинхай - КНР.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на 14-ой Международной конференции «Экология и развитие общества» (Санкт-Петербург -Лодейное Поле - Кижи - Петрозаводск - Мандроги - Валаам -Санкт-Петербург, 8-13 июля 2012 г.); на Международном форум-конкурсе молодых учёных «Проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, 2012 и 2013 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 работ, из них 2 в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 1 в журнале, включенный в систему цитирования SCI.

Структура и объем диссертационной работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 123 наименований. Материал диссертации изложен на 128 страницах, включает 18 таблиц, 45 рисунков, 1 приложение.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, определяются цель, задачи, идея работы, излагаются защищаемые научные положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе приведен обзор современного состояния технологии бурения скважин в условиях отрицательных температур и гидратообразования.

Приведен системный анализ строения, состава и свойств природных газовых гидратов.

Дан конкретный анализ распределения природных газовых гидратов и многолетнемёрзлых пород в мире.

Сделан анализ развития бурения на газовые гидраты, проанализированы существующие основные типы буровых растворов для бурения на газовые гидраты, проблемы бурения скважин в ММП, содержащих природные газовые гидраты и пути их решения.

Во второй главе изложена методика экспериментальных исследований. В ней кратко представлены основные исследуемые физико-механические свойства и технологические параметры буровых растворов и тампонажных смесей для бурения скважин в условиях ММП, содержащих природные газовые гидраты. Описаны приборы и принципы измерения. Приводится методика планирования экспериментов и статистической обработки результатов.

В третьей главе изложены результаты экспериментальных исследований структурно-реологических свойств промывочных жидкостей для бурения на газовые гидраты в ММП в районе Мули провинции Цинхай КНР и полученна рецептура этого бурового раствора.

Четвертая глава посвящается разработке составов тампонажных смесей и экспериментальным исследованиям физико-механических свойств цементного раствора и камня для тампонирования скважин в условиях ММП, а также технологическим особенностям их применения.

В пятой главе приведена технико-экономическая оценка эффективности применения разработанного бурового раствора и тампонажных смесей для бурения в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули.

В заключении приведены основные выводы по диссертационной работе.

Проведенные теоретические и экспериментальные исследования позволили сформулировать следующие защищаемые положения:

Первое защищаемое научное положение.

Введение в состав промывочных жидкостей на водной основе 1% кинетического ингибитора РУР (поливинилпирролидона) с молекулярной массой от 40000 до 600000 единиц позволяет предупреждать образование газовых

гидратов в стволе скважины при температурах от -4 "С до +4 "С и давлениях 13,7 - 18 МПа, а разработанный состав бурового раствора обеспечивает эффективное ингибирование глинистых сланцев при сохранении стабильных основных технологических свойств раствора.

Эксперименты по исследованию фазового равновесия и ингибирующей способности газовых гидратов были проведены на экспериментальном стенде лаборатории газовых гидратов кафедры Бурения скважин Китайского геологического университета (г. Ухань) (рисунок 1), другие экспериментальные исследования проводились в лаборатории буровых и тампонажных растворов кафедры бурения скважин Национального минерально- сырьевого университета «Горный».

Манометр

/Л

(Л "1

Запорный вентиль Пульт управления нососов -в* '

Запорный вентиль

..-Лп

Программ! фуемып холодильник

Газовый Баллон Оаллон восстановления

Рисунок 1 - Схема экспериментальной установки для исследования ингибирующей способности газовых гидратов буровых растворов.

Экспериментальная установка для определения фазового равновесия и ингибирующей способности газовых гидратов состоит из программируемого холодильника, автоклава, стола переключения высокого давления, пульта управления насосами, газовых баллонов и др. В автоклаве имеются датчики температуры и давления. В рабочем режиме температура в холодильнике находится в диапазоне от 100 °С

до +200 С, при давлении 0 - 50МПа. Подачей метана в автоклав регулируется давление. Эксперимент длится 20 часов. В процессе эксперимента данные обрабатываются с помощью специального программного обеспечения.

В результате исследований была получена следующая рецептура разработанного бурового раствора: вода + 3% бентонита + 6% ПЭГ + 4% ППГ + 3% NaCl + 1% PVP(K90) + 5% КМЦ + 2,5% SMP-II, и определены ингибирующие свойства.

Для оценки ингибирующей способности бурового раствора против образования газовых гидратов были проведены эксперименты при давлениях в 13 МПа и 18 МПа при -2 °С. Буровой раствор в количестве 2000 мл подается в автоклав вместе с метаном, температура в автоклаве контролируется на уровне -2 °С. Образование газовых гидратов приводит к увеличению температуры и снижению давления. Изменения данных характеристик отображаются на мониторе в реальном времени, благодаря чему можно легко определить начало образования гидратов. Результаты показаны на рисунке 2.

Время (МИН) Время (мин)

Рисунок 2 - Изменения давления и температуры в автоклаве при давлениях 13 МПа и 18 МПа при температуре -2 °С.

Из рисунка 2 видно, что разработанный буровой раствор может стабильно предотвращать образование газовых гидратов в тичение 20 часов при -2 °С.

Кроме того, были проведены сравнительные исследования ингибирующей способности раствора по отношению к глинистым сланцам с целью снижения их набухания при взаимодействии с фильтратом промывочной жидкости. Результаты приведены в таблице!.

Таблица 1 - Изменение коэффициента линейного расширения сланцев в воде и разработанном буровом растворе при температуре -2 °С._

Раствор Коэффициент линейного расширения (%)

2ч 4ч 6ч 8ч 10 ч 12 ч 14 ч 16 ч

Вода 7,2 14,5 28 34,1 36,9 38,5 39,8 40,2

Разработанный буровой раствор 2,9 5,6 7,7 8,9 10,3 11,8 12,1 12,3

Из таблицы 1 видно, что при одинаковых условиях набухание сланцев в разработанном буровом растворе намного меньше, чем в воде. В первые 2 часа коэффициент линейного расширения глинистых сланцев в буровом растворе составил 2,9%, что на 59,7% меньше, чем в воде. Через 16 часов коэффициент линейного расширения возрос до 12,3% , а в воде достиг до 40,2%, то есть ингибирующая способность раствора больше чем в 3 раза выше чем у воды.

Далее были проведены исследования структурно-реологических свойств разработанного бурового раствора при температурах от -4 °С до +4 °С. Результаты представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Измение структурно-реологических свойств разработанного бурового раствора при различных температурах. __

Т(°С) Р з (г/см3) П (мПа«с) снс (Па/Па) дне (Па) Ф (мл)

-4 1,185 20 3,0/3.5 9.525 5.5

-2 1,18 19,5 3,0/3,5 9,365 5

0 1,18 19,2 2.5/3 9,144 5

2 1,177 18,8 2.5/3 8,825 4.8

4 1,175 18,5 2.5/3 8,552 4,5

Из таблицы 2 очевидно, что пластическая вязкость, водоотдача, статическое и динамическое напряжения сдвига возрастают с понижением температуры, но не значительно. Плотность почти не изменяется. Соотношение между динамическим напряжением сдвига и пластической вязкостью приближается к 0,46 -0,48, что обеспечивает эффективный вынос шлама, поддержание устойчивости ствола скважины и снижение гидравлических сопротивлений при низкой температуре.

Таким образом, разработанный состав бурового раствора обеспечивает предотвращение гидратообразования в стволе скважины, набухания глинистых сланцев при сохранении основных технологических свойств в условиях низких температур.

Второе защищаемое научное положение.

Тампонажные смеси на основе глинозёмистого цемента (70 - 80%) и полуводного гипса (20 - 30%) с добавкой поливинилового спирта в количестве 0,18 - 0,2% обеспечивают образование прочного цементного камня в течении 1 часа при температуре от 0 °С до -4 °С за счёт экзотермической реации твердения, разогревающей тампонажный материал до +40 °С.

Цементирование геологоразведочных скважин - один из наиболее ответственных этапов их строительства, особенно при бурении в неустойчивых породах. Особую важность и значимость тампонажные работы приобретают при бурении скважин в условиях ММП.

Технологией крепления неустойчивых горных пород в условиях отрицательных температур предусмотрена доставка сухой быстросхватывающей смеси (БСС) в осложнённый интервал скважины в специальном герметическом контейнере. При этом БСС предварительно упаковывается в оболочки, изготовленные из поливинилспиртовой плёнки, интенсивно растворяющейся при взаимодействии с водой (рисунок 3).

г=с

о ОО о

О°ос§ 00%° О

г~т

та

гд:

о о ° о

о£о°

О°до° ОС&оо

>сЯР

ар-

I . I

"I г

- Бурильные трубы

- Поршень

- Контейнер -

Пробка

Сухая тампонажная смесь (БСС)

Пакеты с Бсс из

водорастворимой

плёнки

Зона тампонирования -Тампонажный раствор .

ТЛ

га

ггг

-ЛО-СЯе»'.'

гт

Шщ

уОСТоу

п=п

I I

Рисунок 3 - Схема применения цементирования скважины неустойчивых пород с помощью пакетов с БСС из водорастворимой плёнки.

Суть технологической схемы тампонирования заключается в следующем. При возникновении осложнения в скважине (поглощения раствора, осыпи, обвалы и т.д.) в неё на бурильных трубах спускается контейнер с БСС, которые удерживаются в нем с помощью специальной деревянной пробки. При достижении осложнённого интервала в контейнер подаётся вода, которая перемещает поршень из его верхней части в нижнюю, выдавливая при этом пакеты с БСС в скважину. При соединении пакетов с водой происходит их растворение и образование быстротвердеющего тампонажного раствора с водо-цементным отношением (В/Ц) около 0,5. Перемещением контейнера вниз производится задавливание образовавшегося раствора в поры и трещины ствола скважины, где происходит его быстрое затвердевание.

Для успешной реализации указанной схемы тампонирования разработан состав тампонажной смеси, способной интенсивно затвердевать в условиях отрицательных температур с образованием прочного цементного камня.

Из всех минеральных вяжущих веществ, единственными, обладающами экзотермической реакцией твердения, являются высокоалюминатные цементы, поэтому в качестве тампонажного материала при разработке состава БСС был выбран глинозёмистый цемент (ГЦ) марки 400. В качестве ускорителя схватывания в составе БСС использовался полуводной гипс (алебастр) марки Г - 6. Исследованию подвергались следующие составы БСС: Состав 0: 100% цемента + 0% алебастра Состав 1: 90% цемента + 10% алебастра Состав 2: 80% цемента + 20% алебастра Состав 3: 70% цемента + 30% алебастра Состав 4: 60% цемента + 40%алебастра Состав 5: 50% цемента + 50% алебастра Состав 6: 40% цемента + 60% алебастра

На рисунках 4-6 представлены результаты исследований указанных составов БСС при водо-цементных отношениях от 0,4 до 0,6, а именно: растекаемость цементного раствора, начало и конец схватывания цементного теста, прочностные характеристики цементного камня при сжатии и изгибе.

26 :•)

20 18 16 14 12 10 8 6

0°'

х>4 ,<>ф А*

с04" С0 С?" С0" С" С" Сосчавы шлюняжных растворов

-»-В Ц 0.4

-Ш-ВЛД = 0.-15 В Ц 0.5

-Г!Ц = 0,"

ВЦ-0,6

Рисунок 4 - Зависимость растекаемости тампонажного раствора от водо — цементного отношения.

а) Начало схватывания тампонажного раствора.

ВЦ = 0,5

-----------В/Ц = 0.55

ВЦ = 0,6

с° с° с° с? с° с°

Составы тампонажных растворов

с° с0 о5 с0

Составы тампонажных растворов

б) Конец схватывания тампонажного раствора.

Рисунок 5 - Зависимость сроков схватывания тампонажного раствора от водо-цементного отношения.

i и

а, С

С" с

Составы татонажных растворов

а) Прочность при сжатии.

^ A? Лр

с° С С с с° ся

ВЦ — 0.4 В Ц = 0.45 В Ц = 0.5 -ВЦ = 0.55 В Ц = 0.6

-В Ц = 0.4 -D Ц - 0.1?

В Ц — 0.5 -ВЦ -0.55 В Ц-0.6

С С С С С Составы тамшмюжяых растворов

б) Прочность при изгибе.

Рисунок 6 - Зависимость прочности при сжатии и изгибе тампонажного камня от водо—цементного отношения.

Из рисунков 4, 5 и 6 видно, что при температуре +20 °С наилучшими показателями обладают тампонажные составы 2 и 3 при водо-цементном отношении 0,5.

По современным геологическим данным диапазон температур ММП в районе Мули составляет от -2 °С до +2,4 °С. Кроме того, по-скольку сухая тампонажная смесь упаковывается в поливинилспиртовые водорастворимые оболочки, очевидно, что поливиниловый спирт (ПВС) участвует в процессах гидратации и твердения БСС, т.е. при дальнейших исследованиях необходимо в состав смеси вводить рассчётное количество ПВС (0,18 - 0,2%) от объёма вяжущего вещества.

В этой связи для дальнейших исследований использовались именно указанные составы при температуре проведения экспериментов от -4 °С до 0 °С, результаты которых представлены на рисунке 7, при этом в качесте базы сравнения использовались БСС на основе портландцемента (ПЦ).

-> ->

г.:

й 16

в 14

с 10

Прочность при сжапш состав 2 (ГЦ I

Прочностьпри сжатии состав 3 I ГЦ I

Прочность при сжатии состав 2 (ПЦ)

Прочность при сжатии состав 3 I ПЦ |

___--------——___

-4 -2 0

Температура ("С)

а) Прочность при сжатии.

Рисунок 7 - Зависимость прочности при сжатии и изгибе тампонажного камня от температуры.

Я 4 С

в 35

и Я о

! 2?

1 5 1

О 5

Прочность прппчтпбе состав 2 (ГЦ)

- Прочность щлчптпбе состав 3 (ГЦ)

Прочность прпгогпбе состав 2 (ПЦ I

- Прочность при изттгое состав 3 (ПЦ I

-4

Температура (°С)

б) Прочность при изгибе.

Рисунок 7 - Зависимость прочности при сжатии и изгибе тампонажного камня от температуры.

Как видно из рисунка 7 прочность тампонажного камня на сжатие у разработанного состава БСС по сравнению с базовым при -4 °С в 10- 14 раз выше и в 8 -10 раз - при-2 °С, а при 0 °С - в 10 - 11 раз. Соответственно прочность на изгиб больше базовой при -4 °С -в 3,5 - 4 раза и в 3,2 - 3,7 раза - при -2 °С, а при 0 °С - в 3 - 3,3 раза.

Следует отметить, что введение ПВС в состав БСС практически не отражается на остальных технологических показателей цементного теста - камня.

Полученные результаты физико-мехонических свойств базовой БСС показывают невозможность использования тампонажных смесей на основе портландцементов в условиях отрицательных температур в связи с льдообразованием в тампонажном материале на стадии гидратации, коагуляции и твердения цементного теста, т.е. замерзания воды затворения.

Таким образом доказано, что за счёт ускоренного твердения и повышения температурыпри экзотермической реакции гидратации разработанной БСС (до +40 °С), её физико-механические свойства вполне достаточны для проведения тампонирования в условиях отрицательных температур.

Технико-экономическая оценка эффективности применения разработанных композиций.

Для оценки эффективности предложенных технико-технологических решений были проведены исследования на реальных скважинах в условиях ММП в районе Мули в провинции Цинхай КНР при разведке природных газовых гидратов.

В период с 15 марта по 29 апреля 2013 года на скважине MLTJ-1302 (DK-06) в районе Мули в провинции Цинхай (КНР) проведено испытание разработанного бурового раствора и тампонажной смеси.

Бурение проводилось колонковым способом твердосплавной коронкой диаметром 174 мм для спуска кондуктора диаметром 168 мм на глубину 21 м, затем цементировали пространство между кондуктором и стенками ствола скважины. После цементирования было продолжено бурение колонковой трубой диаметром 127 мм и алмазной коронкой 135,5 мм до глубины 240 метров. При бурении в пределах глубины горных пород 112 - 117.3 м, 133.52 - 139.96 м и 140.5 - 144.25 м были получены керны с содержанием природных газовых гидратов. В качестве альтернативы технической воде, применяемой на соседних скважинах данного объекта, использовался полимерный раствор, содержащий: в качестве структурообразователя - бентонит в концентрации 3%, полиэтиленгликоль (ПЭГ) 6%, пропиленгликоль (ППГ) 4%, поливинилпирролидон (PVP(K90)) 1%, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) 5%, сульфированные фенольные смолы (SMP-II) 2,5%; в качестве реагента, регулирующего жесткость воды - хлористый натрий (NaCl) 3%. Приготовленный раствор имел следующие

показатели: плотность 1,180 г/см3, пластической вязкости 19 - 19,5 мПа»с, динамического напряжения сдвига 9,1 - 9,4 Па, статического напряжения сдвига 3,0/3,5(ГТа/Па), водоотдача 5 см3/30 мин, рН 8 - 9.

В результате проведения промысловых работ было установлено, что в процессе бурения разработанный буровой раствор не замёрз, сланцы были устойчивы без набухания при взаимодействии с диссперсионной средой и газовые гидраты не образованны в системе циркуляции бурового раствора.

Для крепления неустойчивых пород скважины МЬТ.Ы302 (ЭК-Об) использовалась разработанная тампонажная смесь следующего состава: глинозёмистый цемент (ГЦ) 70%, алебастр 30%. Тампонажный раствор имел короткие сроки схватывания (начало схватывания - 45 - 50 мин, конец схватывания - 55 - 65 мин) и хорошие прочносные показатели при сжатии (28 - 30 МПа после 48 часов) и изгибе (4,6 - 5,2 МПа после 48 часов) при отрицательной температуре.

Таким образом, результаты опытно-промышленных испытаний свидетельствуют об эффективности предложенного состава бурового раствора и разработанной тампонажной смеси для бурения на природные газовые гидраты в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули в провинции Цинхай (КНР). Буровой раствор и тампонажную смесь можно рекомендовать для дальнейшего использования при строительстве скважин на указанном месторождении.

Расчеты экономической эффективности от использования разработанной тампонажной смеси и технологии её применения показали снижение себестоимости тампонажных работ с 1911руб/м до 186,5 руб/м, т.е. более чем в 10 раз.

Основные выводы и рекомендации:

1. На основе анализа современного состояния технологии бурения разведочных скважин в многолетнемёрзлых горных породах выявлены основные проблемы, связанные с

гиратообразованием в стволе скважины и льдообразованием при тампонировании осложнённых интервалов скважин.

2. Разработанные составы бурового раствора для бурения скважин в условиях многолетнемёрзлых пород: вода + 3% бентонита + 6% ПЭГ + 4% ППГ + 3% NaCl + 1% PVP(K90) + 5% КМЦ + 2,5% SMP-II, исключачают возможность гидратообразования в стволе скважины, обладают ингибирующими свойствами по отношению к набуханию глинистых сланцев при сохранении основных структурно-реологических свойств раствора при отрицательных температурах.

3. Разработаные быстротвердеющие тампонажные смеси для крепления неустойчивых многолетнемёрзлых пород и технология их применеия в скважинах, обеспечивают успешное проведение тампонажных работ в условиях многолетнемёрзлых пород.

4. Результаты опытно-промышленных испытаний свидетельствуют об эффективности предложенного состава бурового раствора и разработанной тампонажной смеси для бурения на природные газовые гидраты в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули в провинции Цинхай (КНР). Буровой раствор и тампонажную смесь можно рекомендовать для дальнейшего использования при бурении скважин в аналогичных сложных условиях.

Содержание диссертации отражено в следующих основных печатных работах:

1. Лю Тяньлэ, Николаев Н.И. Оптимизация составов буровых растворов для бурения скважин на газовые гидраты с помощью ортогонального экспериментального метода // Инженер-нефтяник. - М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2012. №3. - С. 51-54.

2. Николаев Н.И., Лю Тяньлэ, Вафин P.M. Исследование ингибирующей способности полигликолевого бурового раствора

с кинетическим ингибитором при разведке газовых гидратов // Инженер-нефтяник. - М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2011. №3. - С. 28-32.

3. Николаев Н.И., Лю Тяньлэ, Николаева Т.Н. Николаев Н.И., Лю Тяньлэ, Николаева Т.Н. Безопасность бурения скважин в условиях гидратообразования // Экология и развитие общества. Материалы XIV Международной конференции. 8 - 13. 07. 2012, Санкт-Петербург/ СПб., МАНЭБ, 2012. - С. 33-36.

4. Николаев Н.И., Вафин P.M., Леушева Е.Л., Сторчак A.B., Лю Тяньлэ. Предупреждение загрязнения продуктивных пластов путем создания новых эффективных составов буровых растворов на основе отечественных полимеров // Экология и развитие общества. -СПб: Изд-во МАНЭБ, 2011. № 1-2(1). - С. 50-54.

5. Guosheng Jiang, Tianle Liu, Fulong Ning, Yunzhong Tu, Ling Zhang, Yibing Yu and Lixin Kuang. Polyethylene Glycol Drilling Fluid for Drilling in Marine Gas Hydrates-Bearing Sediments: An Experimental Study // Energies. USA, 2011. Vol. 4(1): - P. 140-150.

РИЦ Горного университета. 27.05.2013. 3.300. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Лю Тяньлэ, Санкт-Петербург

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Национальный минерально - сырьевой университет «Горный»

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПРОМЫВОЧНЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЛЬДО- И ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ (НА ПРИМЕРЕ РАЗВЕДКИ ГАЗОГИДРАТОВ В ПРОВИНЦИИ

ЦИНХАЙ - КНР)

Специальность 25.00.14 -Технология и техника геологоразведочных

работ

На правах рукописи

04201360124

Лю Тяньлэ

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Н.И. Николаев

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ - 2013

Оглавление

Введение....................................................................................................4

Глава I Обзор современного состояния технологии бурения скважин в условиях отрицательных температур и гидратообразования......................8

1.1 Природные газовые гидраты.............................................................8

1.2 Многолетнемёрзлые породы в природе.........................................16

1.3 Анализ современного состояния бурения на газовые гидраты ... 19

1.4 Постановка цели и задач исследования..........................................28

Глава II Методика исследований..........................................................29

2.1 Методика составления математической модели и анализ полученных результатов теоретических исследований................................29

2.2 Свойства промывочных и тампонажных жидкостей, оборудования для оценки их физико-механических свойств и технологических параметров...........................................................................29

2.3 Планирование экспериментов и обработка их результатов.........36

Выводы по главе II..................................................................................44

Глава Ш Экспериментальные исследования структурно-реологических свойств промывочных жидкостей.........................................45

3.1 Конкретизация экспериментальных исследований.......................45

3.2 Исследование физико-механических свойств материалов бурового раствора для бурения на газовые гидраты в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули.....................................................46

3.3 Определение комплексных свойств разработанного бурового раствора для бурения на газовые гидраты в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули........................................................................................75

Выводы по главе Ш.................................................................................81

Глава IV Экспериментальные исследования физико-механических свойств цементного раствора и камня для тампонирования скважин в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули....................................83

4.1 Разработка технологии цементирования в условиях многолетнемёрзлых пород, содержащих природные газовые гидраты......83

4.2 Экспериментальные исследования физико-механических свойств тампонажного раствора и камня для цементирования скважины в условиях многолетнемёрзлых пород...............................................................................86

Выводы по главе IV..............................................................................104

Глава V Технико-экономическая оценка эффективности применения разработанных композиций...........................................................................105

5.1 Экономическая эффективность от использования технологии и технических средств тампонирования скважин в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули...................................................105

5.2 Опытно-производственная оценка предложенным разработкам ...........................................................................................................................107

Выводы по главе V...............................................................................110

Заключение............................................................................................111

Список литературы...............................................................................112

Приложение...........................................................................................126

Введение

Актуальность темы: Исследования, проведённые в 70-х и 90-х годах прошлого века в России, а затем в Австрии и Норвегии объективно доказали возможность извлечения природного газа из так называемых газогидратов, запасы углеводородов в которых оценивается от 1,8x1014 до 7,6x1018 м3. В настоящее время огромными потенциальными запасами углеводородов обладают страны, в структуре литосферы которых заметное место занимает криолитозона.

Указанные проблемы делают актуальными исследования и разработку составов буровых промывочных и тампонажных растворов,

предупреждающих образование клатратных соединений и льда в процессе бурения и крепления скважин.

Идея работы заключается в комплексном использовании в составе базовых буровых промывочных растворов на водной основе специальных противогидратных добавок на основе высокомолекулярного кинетического ингибитора-поливинилпироллидона, исключающего гидратообразование в скважине в процессе бурения, а также тампонажных составов на основе высокоалюминатных вяжущих веществ, обладающих высокой интенсивностью структурообразования , экзотермией и плочностью цементного камня в условиях отрицательных температур.

Задачи исследования:

• дать технико-экономическую оценку предложенным разработкам.

Методика исследований включала анализ современного состояния

теории и практики бурения скважин в многолетнемёрзлых породах при поиске и разведке газовых гидратов. Экспериментальное исследование свойств газовых гидратов, промывочных жидкостей и тампонажных смесей, а также их взаимодействия в условиях отрицательных температур.

Защищаемые научные положения:

1. Введение в состав промывочных жидкостей на водной основе 1% кинетического ингибитора РУР (поливинилпирролидона) с молекулярной массой от 40000 до 600000 единиц позволяет предупреждать образование газовых гидратов в стволе скважины при температурах от -4 °С до +4 °С и давлениях 13,7 - 18 МПа, а разработанный состав бурового раствора обеспечивает эффективное ингибирование глинистых сланцев и сохранение стабильных основных технологических свойств.

2. Тампонажные смеси на основе глинозёмистого цемента (70 -80%) и полуводного гипса (20 - 30%) обеспечивают образование прочного цементного камня в течении 1 часа при температуре от 0 °С до -3 °С за счёт экзотермической реации твердения, обеспечивающей разогрев тампонажного материала до +40 °С.

Практическая значимость работы заключается в разработке составов буровых растворов и тампонажных смесей для бурения скважин в

мёрзлых породах. Производственные эксперименты проведены на месторождении газогидратов в провинции Цинхай - КНР.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на 14-ой Международной конференции «Экология и развитие общества» (Санкт-Петербург - Лодейное Поле - Кижи - Петрозаводск - Мандроги -Валаам - Санкт-Петербург, 8-13 июля 2012 г.); на Международном форум-конкурсе молодых учёных «Проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, 24 - 26 апреля 2012 и 2013 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, из них 2 в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 1 в журнале, включенный в систему цитирования SCI.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 123 наименований. Материал диссертации изложен на 128 страницах, включает 18 таблиц, 45 рисунков, 1 приложение.

Глава I Обзор современного состояния технологии бурения скважин в условиях отрицательных температур и гидратообразования

1.1 Природные газовые гидраты

Газовые гидраты (клатраты) — кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа, с низкой молекулярной массой. Эти соединения включения относятся к нестехиометрическим, т.е. к соединениям переменного состава, и описываются формулой М х иН20, где М - молекула газа -гидратообразователя, п - число молекул воды, приходящихся на одну молекулу газа (п - переменное число, зависящее от типа гидратообразователя, давления и температуры, п = 5,67 - 17 ). По внешнему виду углеводородные гидраты напоминают снег или лёд и содержат газ в концентрированном состоянии (до 180 м/м ) [26, 67, 109, 110, 111]. В природных газовых гидратах 98% газа представлено метаном. В результате молекулярного уплотнения 1 м3 природного метан-гидрата в твёрдом состоянии при нормальных термобарических условиях содержит около 164 м3 метана в

газовой фазе и 0,87 м воды [86].

Приоритет в открытии природных гидратов углеводородных газов принадлежит российским ученым: в 1946 г. известный специалист-нефтяник И.Н.Стреженов высказал предположение о существовании газовых гидратов в природных условиях. С середины 60-х годов стали широко обсуждаться геологические аспекты проблемы природных гидратов, существующих как на суше, так и на дне океанов и морей. В настоящее время ресурсы метана в газогидратном виде оцениваются в 2x10 м , что приблизительно в 2 раза превышает запасы всех остальных источников органического углеводорода

на Земле [37, 38].

В настоящее время научно-технические исследования и разработки, связанные с разведкой и освоением месторождений природных газогидратов, успешно проводятся на континентальном месторождении Маллик (Канада и Япония); в районах газогидра- топроявлений северного склона Аляски (США и ВР) [76, 77, 78, 79]; в Мексиканском заливе (США); в районе желоба Нанкай (Япония и США) [113]; в районе морского склона п-ова Индостан (Индия); на шельфе Южно-Китайского моря (КНР) [86, 101]. Следует отметить, что к 2006 г. на первое место по объемам финансирования этих работ вышла Япония, правительство которой планирует организовать промышленную добычу газа из газогидратов к 2017 г. На втором находится Индия, которая в 2009 г. провела первые опытные работы на открытых морских месторождениях газогидратов. Далее идет КНР, а США переместились на четвертое место с объемом финансирования исследований в 2006 г. порядка 15 млрд дол [62]. На рисунке 1.1 показаны известные и перспективные месторождения природных газовых гидратов в мире.

Ф I Известные месторождения пщрата метана на планете

ф Перспективные месторождения гидрата метана на планете

Рисунок 1.1 - Карта распространения природных гидратов метана в мире [86].

1.1.1 Строение газовых гидратов

Гидраты сернистого газа и хлора впервые наблюдали в конце XVIII в. Дж. Пристли, Б. Пелетье и В. Карстен. В 1811 г. X. Дэви отметил, что при охлаждении газообразного хлора кристаллы образуются в том случае, если хлор содержит пары воды. Наблюдаемые кристаллы являлись гидратами хлора. Состав гидрата хлора установил М. Фарадей (СЬ х 10 Н2О) [67].

Компоненты природного газа (СН4, СгН6, СзНё, изобутан, О2, N2, Н28 и т.п.) образуют как индивидуальные, так и смешанные гидраты. Недавно установлено образование гидратов Н2, Не, но при очень высоких давлениях, не характерных для условий криолитозоны. Для более тяжелых углеводородных газов, начиная с С5 (кроме неопентана), образование гидратов не установлено. Объясняется это особенностями молекулярной структуры (ограниченными размерами ячеек) газогидратов [67, 69].

Структура многих гидратов определена рентгеноструктурными исследованиями и кристаллохимическим моделированием. Установлено, что молекулы воды образуют полиэдрический каркас (т.е. решетку «хозяина»), в котором имеются полости. Их могут занимать молекулы газов (молекулы «гостя»), которые связаны с каркасом «хозяина» ван-дер-ваальсовским взаимодействием. Следовательно, гидраты газов относятся к клатратным соединениям (или соединениям включения). Содержащаяся в них вода служит структурно-определяющей компонентой, образуя ажурный каркас из своих молекул, тогда как вторая компонента - молекулы газов и некоторых летучих органических жидкостей - частично или полностью заполняет полости этого каркаса. Иногда одиночные гидрофобные молекулы воды могут заполнять полости, конкурируя с молекулами газов. Однако практическое значение этого эффекта для газовых гидратов, по-видимому,

невелико.

1.1.2 Состав газовых гидратов

Состав гидрата индивидуального газа определяется гидратным числом п (предполагая формулу гидрата М х иН20) [67], отражающим степени заполнения малых и больших полостей. Гидратное число есть величина переменная у одного и того же гидрата и зависит от условий гидратообразования (отсюда нестехиометрия соединения). Степени заполнения по определению могут меняться от нуля до единицы. Следует отметить, что наиболее полную характеристику состава гидрата дают именно величины степеней заполнения полостей.

В природе наиболее распространены гидраты кубических структур КС-1 и КС-2 (чаще их обозначают I и II), остальные структуры встречаются только при искусственном синтезе. Предельные формулы гидратов (или структурная стехиометрия, отвечающая полной занятости полостей «гостевыми» молекулами газов) представлены в таблице 1.1 [107, 108, 109]. Таблица 1.1- Характер заполнения полостей и гидратное число газовых гидратов

структур КС-1 и КС-2.

Характер заполнения полостей КС-1 КС-2

Только большие М х 7,67Н20 М X 17Н20

Большие и малые М х 5,75Н20 М х 5,67Н20

Малые - одним газом, большие - другим М, х ЗМ2 х 23Н20 2Mi х м2 х 17Н20

Для большинства гидратов на линии трёхфазного равновесия газ-гидрат-вода (лёд) зависимость гидратного числа п от температуры имеет максимум при температуре Т = 0 °С. Такая закономерность в качественной форме впервые была отмечена Davidson D.W [80]. Расчетным путем установлено [8], что для гидратов СН4, С2Н6, СзН8 действительно имеет

место максимум гидратного числа, тогда как для гидрата О2 величина п монотонно убывает с уменьшением температуры. Таким образом, максимум при Т = О °С может и отсутствовать, но только для гидратов с большими равновесными давлениями. В случае двухфазного равновесия «гидрат -сжатый газ, насыщенный парами воды» (при давлении выше точки трехфазного равновесия), с ростом давления Р при постоянной температуре величина п уменьшается и стремится к предельному значению, т.к. степени заполнения полостей возрастают и стремятся к единице. Так, в калориметрическом исследовании состава гидрата ксенона получено гидратное число п = 6,29 для отвечающих трехфазному равновесию условий (Т = О °С, Р = 0,155 МПа), тогда как гидратное число п = 5,9 достигнуто при давлении в 25 раз больше равновесного (Т = -20 °С, Р = 2 МПа) [98]. Полученные данные согласуются с имеющимися теоретическими представлениями о возрастании степени занятости полостей с ростом давления газогидратообразователя.

1.1.3 Свойства газовых гидратов

Основными свойствами газовых гидратов, необходимыми при моделировании их существования в природе, следует считать следующие:

• теплофизические (теплоемкость, теплопроводность, теплота фазовых переходов);

• физико-механические (модули Юнга, Пуассона, скорость звука);

• электрические свойства (электропроводность, диэлектрическая постоянная);

• удельное содержание газа в гидратах.

В результате

Информация о работе