Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование составов расширяющихся тампонажных растворов и технологии их применения, повышающих качество и надежность цементирования скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование составов расширяющихся тампонажных растворов и технологии их применения, повышающих качество и надежность цементирования скважин"

На правах рукописи

у!

Кривошей Александр Викторович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СОСТАВОВ РАСШИРЯЮЩИХСЯ ТАМИОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ И ТЕХНОЛОГИИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ, ПОВЫШАЮЩИХ КАЧЕСТВО И НАДЕЖНОСТЬ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Специальность 25 00.15 «Технология бурения и освоения скважин»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар 2007

003069629

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственное объединение «Бурение» (ОАО НПО «Бурение»)

Научный руководитель доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки и техники России, Проселков Юрий Михайлович

Официальные оппоненты доктор технических наук Кошелев Владимир Николаевич кандидат технических наук Тимовский Виктор Петрович

Ведущее предприятие «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Защита состоится «21» мая 2007 г в 9-00 часов на заседании диссертационного совета Д 222 019 01 при ОАО НПО «Бурение» по адресу 350063, Краснодар, ул Мира, 34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Бурение»

Автореферат разослан «20» апреля 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совет, д т н

Л И Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Для современного этапа развития нефтедобычи в Российской Федерации характерна тенденция к росту трудноизвлекаемых запасов Крупные месторождения в основном выработаны, а вводимые в разработку площади представлены в основном маломощными, низкопроницаемыми коллекторами Большинство залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами Во многих случаях извлечение нефти без применения новых технологий становится весьма проблематичным Проблема обеспечения качественной изоляции затрубного пространства при цементировании скважин является актуальной в настоящее время

Ряд скважин эксплуатируется с межколонными давлениями и поступлением в добываемый флюид посторонних продуктов, не относящихся к разрабатываемому пласту В большинстве случаев это проявляется в период ОЗЦ, или в начальной стадии эксплуатации Качественное крепление нефтяных и газовых скважин до сих пор представляет важную и трудно разрешаемую проблему Межпластовые перетоки, затрубные проявления являются результатом негерметичности цементного кольца по различным причинам Положение усугубляется при креплении наклонных, горизонтальных скважин, строительстве боковых стволов, на сложнопостроенных месторождениях с близким расположением водяных и нефтегазовых пластов

Условия формирования цементного кольца в заколонном пространстве и надежность изоляционного экрана в основном определяют типы применяемых тампонажных материалов и технология их применения Как показали исследования, подтвержденные практикой, качество цементирования резко повышается при применении расширяющихся тампонажных цементов (РТЦ) Многочисленные публикации по вопросам получения и применения РТЦ не всегда удовлетворяют конкретным условиям цементирования скважин К тому же исследования объемных изменений тампонажного камня в процессе его гидратации не имеют разграничений по термобарическим условиям, и поэтому исследования по совершенствованию составов расширяющих добавок и разработке расширяющихся тампонажных растворов - камня, и технологии цементирования скважин, позволяющих создать водогазонепроницаемое заколонное пространство и, как следствие, повысить качество крепления скважин

Цель работы Повышение качества цементирования скважин за счет применения модифицированных расширяющих добавок и совершенствования составов расширяющихся тампонажных материалов

Основные задачи исследований.

1 Анализ причин некачественного цементирования обсадных колонн

2 Обобщение исследований по разработке и применению расширяющихся тампонажных материалов, обеспечивающих повышение качества цементирования, анализ их недостатков

3 Разработка комплексных добавок, обеспечивающих седиментационную устойчивость тампонажных растворов и расширение цементного раствора - камня в процессе твердения и изучение физико-механических свойств разработанных систем

4 Промысловые испытания модифицированных тампонажных растворов и обобщение результатов их внедрения

Научная новизна.

1 Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность получения расширяющихся добавок и тампонажных растворов на их основе с высокой седиментационной устойчивостью, уменьшенной величиной контракции и повышенными адгезионными свойствами

2 Впервые определены величины показателей контракции для расширяющихся тампонажных составов

3 Определены свойства раствора и камня, скорость и величина их расширения в зависимости от термобарических условий гидратации тампонажных цементов с модифицированными добавками на основе сульфоалюмината кальция, оксида кальция и реагентов -стабилизаторов серии «Крепь»

4 Установлена зависимость скорости и величины расширения цементного камня от концентрации реагента стабилизатора

5 Показана возможность сохранения расширяющегося эффекта при длительном хранении расширяющегося тампонажного материала за счет предложенных комплексных добавок

Практическая ценность.

На основании обобщения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработаны и внедрены в производство

1 Расширяющиеся добавки РСК на основе сульфоалюминатов и ДР-НПО на основе оксидов, придающие высокие адгезионные свойства цементному камню, работающие в температурном диапазоне 20-90 °С

2 Получен патент № 2230884 РФ, 7 Е 21 В 33/138 Комплексная расширяющаяся добавка для тампонажных растворов Рябоконь С А, Но-вохатский Д Ф, Рябова Л И, Кривошей А В Заявл 26 08 02, опубл 20 Об 04, бюл №17

3 Разработаны и утверждены руководящие документы

- Технические условия - «цемент тампонажный расширяющийся -ЦТР-75» ТУ 5734-240-00147001-2002

- Инструкция по применению расширяющейся добавки ДР-НПО, РД 3900147001-790-2007,

- Технические условия - «добавка расширяющая ДР-НПО» ТУ 5743328-00147001-2006

Практическое использование результатов выполненных работ при креплении четырех скважин позволило повысить качество цементирования нефтяных и газовых скважин

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на межотраслевых научно-практических конференциях

«Снижение издержек при строительстве и ремонте скважин на основе широкого использования современных достижений науки и внедрения новейших видов техники и технологий» (г Анапа, 23-25 мая 2000 г), «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» (г Анапа, 26-30 мая 2003г), «Импортозамещающие технические средства и материалы» (г Анапа, 30 сент - 4 окт 2002 г), на семинарах ОАО НПО «Бурение» по проблемам «Заканчивания скважин с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири» (г Краснодар, 12 апреля 2001г), на семинаре для специалистов буровых и проектных организаций «Новые технологии, технические средства и материалы, рекомендуемые к включению в проект на строительство нефтегазовых скважин» (г Краснодар, 2002-2007 г), на заседаниях ученых советов, семинаров лабораторий НПО «Бурение», на кафедре нефтегазового промысла Кубанского государственного технологического университета

Публикации.

Результаты работы соискателя, отражающие основные положения диссертации, опубликованы в 16 научных трудах и одном патенте

Объём работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций Работа изложена на 136 страницах машинописного текста, содержит 29 таблиц, 20 рисунков, включает список литературы из 108 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены цели и задачи исследований

Первая глава посвящена анализу причин некачественного цементирования скважин, применяемых тампонажных растворов и технологий

Обязательным условием качественного цементирования является герметичная изоляция заколонного пространства, при которой проявления пластовых флюидов не возникают на протяжении всего срока эксплуатации скважины

Многочисленные исследования, направленные на решение задачи предотвращения межпластовых перетоков и флюидопроявлений после цементирования скважин, проведены и проводятся как в России, так и за рубежом По технологическим условиям цементирования скважин сразу после продавливания тампонажного раствора давление составного столба в заколонном пространстве всегда выше давления пластового флюида Однако в период ОЗЦ в результате снижения давления в поровом пространстве тампонажного раствора в условиях АВПД возникает градиент давления, действующий по направлению из пласта в скважину Этот градиент и является движущей силой флюидопроявлений

На качество разобщения пластов значительно влияет расстояние между продуктивным и напорным водоносным горизонтами В тех случаях, когда они разделены небольшими проницаемыми пропластками, остающаяся напротив перемычки рыхлая часть глинистой корки легко прорывается под действием перепада давления По этой причине до 30% скважин дают обводненную продукцию

Седиментационная неустойчивость тампонажных растворов является еще одной из основных причин образования газопроводящих каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования

В результате возникает и развивается ряд отрицательных явлений - увеличивается проницаемость цементного камня вдоль направления движения восходящего потока при седиментации тампонажного раствора,

нарушается сплошность тампонажного камня в затрубном пространстве поперечная — в результате образования водяных «поясов», продольная - в результате появления каналов различной протяженности, промытых восходящим потоком воды и др

Обычные тампонажные растворы при твердении дают усадку в результате эффекта контракции и разделения фаз вследствие их низкой седиментационной устойчивости

Повышение седиментационной устойчивости тампонажных растворов достигается следующими мероприятиями увеличением тонкости помола тампонажного материала, введением в тампонажную смесь коллоидообразующих добавок, уменьшением водоцементного отношения с

учетом необходимой подвижности раствора, активацией тампонажного раствора, применением осреднительной емкости для гомогенизации тампонажного раствора, повышением вязкости жидкости затворения, увеличением плотности жидкости затворения, повышением шероховатости поверхности колонны

Для обеспечения герметичности заколонного пространства в зоне контакта цементный камень - обсадная труба и цементный камень - порода должно развиваться определенное давление со стороны камня Поэтому герметичность скважин в большей степени зависит от объемных изменений цементного камня при его твердении Этого можно достичь применением тампонажных смесей, способных расширяться в процессе структурообразования При этом величина расширения должна быть больше, чем уменьшение объема системы за счет контракции, и в то же время не должна превышать предельного усилия на смятие или нарушение целостности обсадных колонн

Исследованиями тампонажных систем, обладающих объемными изменениями цементного камня, занимались В С Данюшевский, Н X Каримов, Ф А Агзамов, Д Ф Новохатский, А И Булатов, А С Сидоров, Г Н Хангильдин, Б И Нудельман, И Н Биллер, Л А Сорокин, Г А Поляков, А X Умаров и др

Применение расширяющихся тампонажных смесей для обеспечения герметичности заколонного пространства основано на следующем предположении Если обеспечить расширение смеси в период, когда ее структура еще достаточно пластична, чтобы силы, вызывающие расширение, не привели к образованию трещин, то расширение обусловит уплотнение смеси, уменьшение ее проницаемости и создание напряженного контакта между твердеющей смесью и препятствующими ее расширению колонной и стенками скважины Напряженный контакт, исключающий зазоры и щели между камнем из расширяющегося цемента и колонной или стенками скважины, должен предотвратить газопроявления и перетоки вод

В настоящее время известно более 50 различных расширяющихся цементов, которые можно классифицировать по природе добавки, вызывающей расширение цементного камня, и по способу производства

Существуют два основных механизма расширения цементного раствора - камня сульфоалюминатное и оксидное

Расширение цементного камня сульфоалюминатное - процесс увеличения линейных и объемных размеров твердеющих систем, происходящее за счет образования гидросульфоалюминатов кальция Главным (по многим данным, единственным) соединением, образование которого вызывает расширение, является эттрингит - ЗСа АЬОз ЗСа804 (30-32)НгО

Сульфоалюминатное расширение может обеспечить изменение линейных размеров цементного камня в пределах до 4 - 5% Главные средства управления расширением

а) регулирование кинетики образования эттрингита, б) регулирование

количества образующегося эттрингита, в) управление морфологией эттрингита

Основные приемы управления а) дозирование компонентов; б) варьирование тонкостью помола, в) управление степенью насыщения жидкой фазы известью и гипсом

Цементы с сульфоалюминатным расширением получают а) комбинацией традиционных компонентов портландцементного и (или) глиноземистого клинкера, доменных и высокоглиноземистых шлаков, различных форм сульфата кальция, б) с помощью специально синтезируемых раширяющих добавок высокоосновного гидроалюмината кальция 4СаО А1203 13Н20, сульфоалюминатного клинкера, содержащего в качестве основного минерала ЗСаО ЗА1203 CaS04, обожженный алунит

Применение этой реакции для получения расширяющихся тампонажных цементов сопряжено с опасностью позднего расширения и может быть исключено лишь при регулировании скорости сложной химической реакции Поэтому она используется для получения цементов с небольшим расширением, которое допускает менее строгие требования к скорости реакции Кроме того, цементы сульфоалюминатного расширения в большинстве своем являются быстросхватывающимися Недостатком цементов, содержащих большое количество гидросульфоалюмината, является низкая термостойкость камня, разрушающегося при температурах выше 60 °С

Для температур выше 50°С необходимо использовать расширяющие добавки, основу которых составляют различные оксиды.

Расширяющиеся цементы с добавкой оксида кальция при перемешивании в условиях, имитирующих процессы цементирования, быстро гидратируются при температуре 70-80 °С Лишь обжиг извести при температуре 1000 °С и выше, например, при производстве портландцементного клинкера, позволяет существенно повысить температуру их возможного практического применения Расширяющая добавка при приготовлении тампонажного раствора вступает в химическое взаимодействие с составляющими компонентами цементного раствора с образованием кристаллических продуктов Рост кристаллов этих веществ в порах цементного камня стимулирует возникновение собственных напряжений, вызванных кристаллизационным давлением Вследствие расширения цементный камень обеспечивает рост контактного давления на стенки скважины и обсадные трубы

Однако эта добавка довольно быстро гидратируется при хранении и снижает свою активность Эти недостатки существенно снижают практическую ценность оксида кальция, обожженного при умеренных температурах

При более высоких температурах целесообразно применять менее химически активную расширяющую добавку - на основе оксида магния, обожженного при различных температурах Если же оксид магния обжигать при 1200-1300 °С, то он может служить хорошей расширяющей добавкой в

цементы для использования при температурах до 120-150 °С При температурах выше 160 °С расширяющей добавкой может служить периклаз - оксид магния, обожженный при 1600 °С

Известны РТЦ газообразного расширения выделение азота при химических реакциях азотистых соединений с хлоридами, с добавками алюминиевой пудры, аэрированные растворы с добавками пенообразователей Однако технология применения данных способов недостаточно изучена, а иногда опасна

Анализ работ по исследованию объемных изменений цементных растворов и камня зачастую не позволяет провести разграничения, в какой период и в каких объемах происходит расширение Отсутствуют сведения, в какой фазе формирования цементного камня происходят объемные изменения

Несмотря на многочисленные исследования, механизм расширения цементного камня до сих пор является предметом дискуссии в химии цемента В качестве основных физических факторов в многочисленных теориях расширения фигурируют два - кристаллизационное и осмотическое давление Измерения кристаллизационного давления показывают величины на порядок большие величины осмотического давления, поэтому большинство исследователей склоняются к признанию этого фактора основным

Установлено, что кинетика расширения тампонажного раствора и камня определяется химическим составом вяжущего, условиями протекания реакции, химическими реакциями структурообразования самого тампонажного раствора - камня и расширяющей добавки Скорости гидратации вяжущего и расширяющей добавки должны идти параллельно, чтобы к концу формирования цементного камня, расширение закончилось Такое соотношение скоростей реакции позволяет получить величину расширения, не приводящую камень к разрушению

Основное требование, предъявляемое к расширяющемуся цементу -равномерное устойчивое увеличение объема камня в процессе твердения

Однако в расширяющихся системах не всегда возможно достичь такого эффекта за счет контракционных эффектов, происходящих при твердении тампонажных растворов

Контракция - суммарное уменьшение первоначального объема системы «цемент-вода» вследствие развивающегося процесса гидратации -химического связывания воды в кристаллогидраты Предельная величина контракции для рядового тампонажного портландцемента составляет около 5 -7%

В связи с вышеизложенным определены цели и задачи исследований Во второй главе приведены результаты теоретических и экспериментальных исследований по определению выбора компонентов к разработке комплексной расширяющихся добавки для тампонажных растворов на основе сульфоапюмината кальция (САК)

Проведенный анализ показал, что сульфоалюминатные цементы -

вяжущие вещества, в процессе гидратации которых образуются гидросульфоалюминаты кальция, играющие важную роль в обеспечении свойств твердеющего цементного камня Они являются основой при разработке РТЦ для температур 10-50°С и характеризуются высокой скоростью твердения и обеспечивают расширение, самонапряжение цементного камня в процессе твердения Основой указанных цементов является сульфоалюминатный клинкер, фазовый состав которого представлен сульфоапюминатом кальция, двухкальциевым силикатом и в небольшом количестве алюминатом и апюмоферритом кальция

Тампонажные растворы на основе таких цементов перспективны для цементирования скважин с низкими и умеренными температурами, так как обеспечивают ускорение сроков схватывания и быстрый набор прочности цементного камня

Для изучения возможности получения расширяющихся тампонажных растворов на базе нового сырья и выпускаемых в настоящее время цементов, были проведены исследования технологических свойств цементных растворов и камня из смеси тампонажного портландцемента и САК в различных соотношениях, а также в сравнении с тампонажными растворами из обычного тампонажного портландцемента Подтверждено значительное увеличение прочностных и адгезионных характеристик цементного камня из расширяющегося цемента по сравнению с цементным камнем из обычного тампонажного портландцемента в результате расширения тампонажного раствора-камня (Рис 1) Температурный интервал применения расширяющегося цемента составляет 20 - 50°С, а величина добавки сульфоалюмината кальция в зависимости от температуры составляет 5-10 % При повышенных температурах рекомендуется использовать НТФ С помощью этого замедлителя схватывания можно получить приемлемое для процесса цементирования время загустевания при температурах до 50°С Выше этой температуры увеличение дозировки НТФ уже не приводит к существенному возрастанию времени загустевания тампонажного раствора

Водосмесевое отношение растворов рекомендуется не более 0,44 - 0,46, так как его дальнейшее увеличение приводит к ухудшению адгезионных и прочностных свойств цементного камня С увеличением процентного содержание САК в смеси наблюдается рост тиксотропии цементных растворов Расширяющийся цемент стабильно набирает прочность с течением времени, при этом камень из него обладает достаточно высокой коррозионной стойкостью

Как известно, слишком позднее расширение, т е после формирования жесткой кристаллизационной структуры цементного камня, при свободном расширении может привести к образованию трещин и отрицательно сказаться на его изоляционных свойствах

Рис.1 Зависимость величины линейного расширения цементного камня от дозировки САК.

О 5

■ 2.2 град С 12 50 град С И 75 град С

7 10

Содержание САК, %

Результаты Йссоериментов показали (рис.2), что скорость расширения тампонажных материалов с добавкой су л ьфо алюмината кальция обеспечивает время завершения расширения, соответствующее концу Схватывания раствора, 'что предотвращает снижение прочности цемент) го го камня вследствие разрушения его кристаллизационной структуры.

На основе сульфоалюмината кальция разработан расширяющийся цемент ЦТР и добавки к тамнонажному цементу, способствующие расширению цементного раствора и камня при твердении. Для получения равномерного увеличение объема камня в процессе твердения с заданной величиной и скоростью расширения, разработана комплексная расширяющаяся добавка РСК, включающая сульфоалюмикат кальция и реагенты серии «Крепь», которые являются стру ктурообразователями, связывающими свободную воду в больших количествах.

Процессы взаимодействия тампонажных цементов, возникающие в результате реакций между суяьфоалюминатом кальция, оксидами кальция и алюминия происходит в гелеобразной среде, за счет этого регулируется скорость образования высокосульфатной формы гидросу л ьфоалюминагга кальция, вызывающей расширение.

Рис.2 Зависимость скорости расширения цементного камня с добавкой САК от температуры

—22'С — ЗО'С---50'С

Комплексная расширяющаяся добавка - РСК содержит в мае %

- сульфоалюминат кальция - 90-99,

- реагент серии «Крепь» - 1-10

Разработка тампонажных систем, твердеющих без изменения объема системы «цемент - контактирующая жидкость» приводит к возможности создания безконтракционных тампонажных растворов и даже тампонажных растворов, имеющих «отрицательную контракцию», то есть затвердевающих не с уменьшением, а с увеличением суммарного объема твердой и жидкой фаз в составе «цемент - вода» Такие процессы изменяют свойства тампонажного камня, повышают его адгезионные свойства и способствуют снижению его проницаемости Контракция сложных по составу тампонажных материалов в значительной степени зависит от типа вводимых добавок, если они не участвуют или не полностью участвуют в химических процессах.

Исследования процессов контракции тампонажных растворов (рис 3) с реагентами серии «Крепь» показывают, что наибольшее влияние на снижение контракции расширяющихся растворов оказывает реагент Крепь-3 (крив 7) Чем больше дозировка реагента, тем меньше эффект контракции (кривые 4-7) Если расширяющийся тампонажный раствор без обработки реагентом имеет контракцию 0,ЗЗсм3 / ЮОг, то при обработке 1% реагентом серии Крепь 3- эта величина составляет 0,06 см3 / ЮОг, почти на порядок ниже Реагенты серии «Крепь» также резко снижают контракцию

тампонажных растворов на основе стандартных тампонажных цементов Так, контракция цемента ПЦТ-1-50 без добавок реагента через 10 - 12 ч составляет 0,44 см3/100 г, а при добавке 1,0% «Крепь-1» 0,09 см3/100 г, или в 5 раз меньше

Процессы, происходящие при гидратации и твердении данных составов в раннем возрасте компенсируют их усадку за счет синергетического эффекта сульфоалюмината кальция и предложенного реагента, благодаря чему решается одна из сложных проблем — повышение адгезионных свойств тампонажного раствора-камня при сохранении необходимых технологических показателях Тампонажный цемент ЦТР предназначен для цементирования нефтяных и газовых скважин при забойных температурах 20-50 °С

Рис 3 Контракция цементного раствора ЦТР при его твердении, В/Т=0,5

см31100г

1 - ЦТР , 2 - ЦТР +0,5% «Крепь 1», 3 - ЦТР +1% «Крепь 1», 4 - ЦТР +0,5% «Крепь 2», 5 - ЦТР +1% «Крепь 2», 6 - ЦТР +0,5% «Крепь 3», 7 - ЦТР +1% «Крепь 3»

Комплексная расширяющая добавка РСК позвоаяет получить технологически необходимый расширяющий эффект, увеличить прочностные и адгезионные характеристики цементного камня С

увеличением в составе добавки РСК количества реагента «Крепь-1» увеличивается расширение и адгезия цементного камня Так, при содержании в РСК от 1,0 до 10,0% «Крепь-1», расширение увеличивается с 1,09 до 1,42%, а адгезия возрастает от 1,78 до 3,4 МПа (Таблица 1) При этом обеспечивается скорость расширения, необходимая для сохранения высоких прочностных показателей цементного камня (Рис 4) Для получения тампонажных растворов с пониженными реологическими характеристиками (цементирование боковых стволов и скважин малого диаметра) дополнительно к РСК вводятся реагенты пластификаторы, что позволяет снизить пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига тампонажных растворов при сохранении высоких прочностных и адгезионных показателей цементного камня

Таблица!

Влияние комплексной добавки РСК на физико-механические свойства тампонажного раствора — камня при 30°С

№ п/п Состав добавки, % дозировка к цементу, % В/Т Д, СМ Р. г/см' К„ % время загуст 30 УЕК, мин ЛИН расширение, % адгезия к металлу, МПа

САК Крепь

I 99 1 6,0 0,45 21,5 1,88 0 146 1,09 2,11

2 95 5 7,0 0,45 19,5 1,88 0 120 1,30 3,20

3 90 10 8,25 0,45 19,5 1,88 0 90 1,65 3,40

4 90 10 8,25 0,50 21,0 1,85 0 115 1,42 3,25

5 100 - 7,0 0,45 23,5 1,88 1,1 237 0,80 1,89

6 - - 0,0 0,50 21,5 1 86 1,8 255 - 0,97

Как известно, длительный срок хранения тампонажных материалов и в первую очередь расширяющихся, приводит к уменьшению удельной поверхности, комкованию, из-за чего ухудшаются свойства раствора и камня Снижается также изолирующая способность камня (его эффект расширения) Поэтому для обеспечения качественной крепи не рекомендуется использовать расширяющие добавки со сроком хранения более 60 суток

Результаты экспериментов показывают (рис 5), что величина расширения тампонажного материала с добавкой сульфоалюмината кальция через год снижается в три раза, в то время, как применение комплексной расширяющей добавки РСК позволяет сохранить расширяющий эффект на уровне 1,5%, те значительно увеличить сроки хранения расширяющего тампонажного материала

Рис.4 Влияние содержания реагента "Крепь-1" в расширяющей добавке РСК на скорость и величину расширения цементного камня

Время твсрдсиия, ч -- Крепь-1-054 Крепь-1-5% -Крспь-1 -10%

Кроме того, увеличение водоцементного фактора до 0,5 не снижает адгезионные свойства тампонажного камня, что указывает на сохранение расширяющегося эффекта При этом добавка к САК реагентов серии «Крепь» обеспечивает ускорение скорости твердения, повышение седиментационной устойчивости растворов, а также снижает объем контракции, обеспечивает расширение камня при твердении и, как следствие, улучшает герметичность межколонного пространств скважины

Исследования показали, что цементный камень, сформированный из тампонажного раствора с добавкой РСК, обеспечивает в течение длительного времени ускоренный набор прочности по сравнению с обычными тампонажными цементами В годичном возрасте расширяющиеся составы на основе РСК имеют прочность на 45% больше по сравнению с прочностью цементного камня из ПЦТ (рис 6)

В третьей главе приведены результаты исследований по разработанной комплексной расширяющей добавке на основе оксида кальция ДР-НПО с температурной областью применения по динамической температуре - до 75°С, по статической температуре - до90-100°С

В связи с тем, что цементный камень, содержащий большое количество гидросульфоалюмината, разрушается при температурах выше 60 °С, для повышения качества цементирования скважин при температурах до 100°С была разработана расширяющая добавка ДР-НПО с оксидным механизмом расширения на основе активного оксида кальция

Рис. 5 Зависимость величины расширения тампонаж*-о го раствора - камня от времени хранении расширяющей добавки (Т-22°С, дозировка расширяющей добавки -10%)

1М 150 200 2»

Врем ч Кри ней ня расширяющей ЛоЬмши. сут

—-Сульфоалюмина* кальки» — РСК

Рис.6 Динамика изменения прочности при изгибе ТЯМПОНажкых растворов с расширяющими добавка ми в зависимости от времени твердении

Нрсмя 1Ь([1Н1[ИИ

'-! ПЦТ1-Ю0, НЛ1 - 0,50 и ПЦТ МОП ■ 9(1%, СЛК - 10%, [¡/Г - 0.« ■ ПЦТМОО.ЭО^ СЛК - 11!%, !1'Г - 0,45, Крон.-] -1,0%

2сут /£уг гасут Шсут

Исследования показали, что добавка ДР-НПО обеспечивает величину расширения цементного камня 1,5 - 5,0% в зависимости от термобарических условий, обеспечивая при этом сокращение сроков схватывания тампонажных растворов и высокие прочностные показатели цементного камня (таблица 2) Оптимальной дозировкой является 10 - 15% ДР-НПО к массе тампонажной смеси

Отличительной особенностью расширяющей добавки ОАО НПО «Бурение» является то, что она в своем составе содержит ингредиенты, повышающие седиментационную устойчивость цементного раствора, что имеет важнейшее значение при цементировании наклонных скважин

Физико-механические свойства расширяющихся тампонажных растворов и цементного камня на основе тампонажного цемента ПЦТ 1-С с расширяющей добавкой ДР-НПО приведены в таблице 3

Как следует из таблиц 2,3 прочность цементного камня с расширяющей добавкой ДР-НПО выше прочности камня из исходного тампонажного цемента, резко повышается адгезия цементного камня к металлу (рис 7).

Таблица 2

Влияние расширяющей добавки ДР-НПО на физико-механические свойства тампонажного раствора - камня

№ п/п Состав смеси в/т Д си Р , г/см Прочность МПа Сроки схтыва- ния ч-мин нач/кон адгезия МПа Линейное расширение %

ст,пг Ос* условия твердения

1 ПЦТ-1-100 -100% 0 50 22,5 1,835 4 55 16,35 22°С, 48 ч 8-10 10-20 0,89 -

2 ПЦТ-1-100 -85% ДР-НПО -15% 0,40 20,0 1,95 5,75 17,55 22°С, 48 ч 7-15 8-10 2,99 2,94

3 ПЦТ-1-100- 70% ДР-НПО -30% 0 38 20 5 1 96 4 8 14,9 22°С, 48 ч 6-30 7-40 3,88 4,55

4 ПЦТ-1-100 - 100% 0,50 22,5 1,835 6,58 29,4 75°С 24 ч 2-30 2-55 1,145 -

5 ПЦТ-1-100 -90% ДР-НПО -10% 0,40 20 0 1 945 9,8 38,3 75°С 24 ч 2-15 2-45 2,32 1,97

6 ПЦТ-1-100 - 85% ДР-НПО -15% 0 40 20 0 1 942 8,63 27,5 75°С, 24 ч 2-00 2-30 3,20 3 45

Рис.7 Адгезия к металлу цементного камня с добавкой ДР-НПО

О 10 15 30

Дозировка расширяющей добавки, %

■ При 22 гряд С и При 75 град С

Сроки схватывания и время за 1-у степ а ни я цементного раствора регулируются химическими реагентами ОАО НПО «Курение» -стабилизаторами, пластификаторам, понизителями водоотдачи, что позволяет использовать данную расширяющую добавку и достаточно широком диапазоне температур, а также обеспечивать необходимые реологические параметры тампонажных растворов.

С увеличением сроков схватывания и времени загусгевания цементного раствора расширение цементного камня незначительно сокращается. Поэтому мри использовании расширяющихся цементов следует избегать перезамедления цементного раствора за счет ввода химических реагентов.

Таким образом, предлагаются следующие комплексные расширяющие добавки:

- для диапазона температур 10 - 50°С - расширяющая добавка РСК в количестве 7 - 10% к массе тампонажной смеси при подо цементном отношении 0,40 - 0,45;

- для диапазона температур 50 - 90°С - расширяющая добавка ДР-НПО в количестве 10 - !5% к массе тампонажной смеси при водоцементном отношении 0,38 - 0,40.

В четвертой главе представлены результаты опытно-промысловых испытаний и результаты их внедрения.

Тампонаж! 1ые растворы с комплексной расширяющейся добавкой РСК применялись при цементировании эксплуатационных колонн на скважнлс №3 куст ! Котовского месторождения ОАО «Удмуртнефть» И при

цементировании эксплуатационных колонн на двух скважинах Шептапьского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз»

Для цементирования скважины №3 Котовского месторождения смешение компонентов производилось на заводе и на буровую доставлялся расширяющийся тампонажный цемент ЦТР При цементировании скважин №436, 437 Шептапьского месторождения приготовление расширяющегося тампонажного материала осуществлялось на базе путем поочередной затарки тампонажного цемента и расширяющей добавки в заданной пропорции в бункер цементосесительной машины с последующей двукратной перебункеровкой

Цементирование скважин осуществлялось с использованием стандартного цементировочного оборудования с использованием осреднительных емкостей Химические реагенты вводились в воду, после чего на полученной жидкости затворяли тампонажный раствор Период растворения реагентов составлял несколько минут Затворение, закачивание и продавливание тампонажных растворов осуществлялось по общепринятой технологии цементирования

При этом в процессе цементирования не наблюдалось каких-либо осложнений Цементный раствор во всех случаях поднят на проектную высоту

Проведенные геофизические исследования качества цементирования показали значительное улучшение сцепления цементного с колонной и породой

На скважине №3 куст 1 Котовского месторождения величина коэффициента сцепления цементного камня с колонной и породой по данным акустической цементометрии в интервале подъема расширяющегося цементного раствора составила

«цемент - колонна» К=0,98 «отлично» «цемент - порода» К=1,0 «отлично»

При этом зенитный угол ствола скважины в интервале подъема расширяющегося тампонажного раствора находился в пределах 60 - 69°

В то же время коэффициент качества сцепления по базовым скважинам в интервале подъема тампонажного раствора нормальной плотности составлял 0,24 - 0,75 Низкое качество крепления являлось причиной повышенной обводненности продукции

На скважинах №№ 436, 437 Шептапьского месторождения при освоении на депрессии 5-7 МПа получен приток безводной нефти при расстоянии от водо-нефтяного контакта до интервала перфорации 10 - 15 м, в то время как на скважинах, зацементированных по обычной технологии, происходили прорывы воды

Таблица 3

Физико-механические свойства расширяющегося цемента ЦТР-75 на основе тампонажного цемента ПЦТ 1-й и расширяющей добавки ДР-НПО

№ п/п вид цемента, количество ДР в смеси, реагенты сроки схв-я, ч-мин, начало/конец время загуст-я до 30 Вс, мин прочность камня, МПа адгезия, МПа ЛИН расширение, %

От, Се, условия твердения

1 ПЦТ в 2-20 2-50 95 8,0 26,6 75°С 24 ч 1,15 -

2 ПЦТ в, ДР-НПО -10% + стабилизатор + пластификатор 3-10 340 162 8,4 29,4 75°С 24 ч 2,06 1,5

3 ПЦТ в, ДР-НПО - 15% 2-10 2-40 30 8,5 29 6 75°С 24 ч 4,40 3,1

4 ПЦТ в, ДР-НПО - 15% + стабилизатор 5-00 5-35 178 4,9 13,7 22°С 48 ч 2,71 2,5

5 ПЦТ в, ДР-НПО - 15% + стабилизатор + пластификатор 5-25 6-10 141 8,0 25,9 75°С 24 ч 2,63 2,8

б ПЦТ в, ДР-НПО - 15% + понизитель водоотдачи + пластификатор 4-50 5-50 87 6,7 18,4 75°С 24 ч 4,20 4,5

7 ПЦТО, ДР-НПО - 15% + понизитель водоотдачи + пластификатор + замедлитель 5-20 6-10 100 6,5 18,0 75°С 24 ч 4,00 3,8

Примечание Водоцементное отношение для смесей с ДР-НПО - 0,4, для цемента ПЦТ-в - 0,44, плотность раствора для смесей с ДР-НПО - 1950 кг/м3, для ПЦТ-0 - 1920 кг/м3

Тампонажный раствор с комплексной расширяющейся добавкой ДР-НПО применялся при цементировании эксплуатационной колонны на скважине №207 Тямкинской площади

Предусмотренная программой работ плотность тампонажного раствора на основе расширяющего цемента составляла 1,96 г/см3 Величина коэффициента сцепления цементного камня с колонной и породой по данным акустической цементометрии в интервале подъема расширяющегося цементного раствора составила

«цемент - колонна» К= 1,0 «отлично» «цемент - порода» К=1,0 «отлично»

Во всех случаях в процессе цементирования не наблюдалось поглощений тампонажного раствора или каких-либо осложнений

Результаты промысловых испытаний показывают, что применение тампонажных растворов на основе расширяющихся тампонажных смесей позволяет обеспечить высокое качество изоляции затрубного пространства в интервале продуктивной части разреза

Экономический эффект от использования расширяющихся тампонажных материалов составил в среднем 126 тыс руб на скважину

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 На основании анализа литературных источников и патентов показаны недостатки существующих расширяющихся тампонажных цементов и выбрано направление их совершенствования путем повышения седиментационной устойчивости и уменьшения эффекта контракции при твердении

2 Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность получения ряда расширяющих добавок и тампонажных растворов на их основе с высокой седиментационной устойчивостью, уменьшенной величиной контракции, с повышенными адгезионными свойствами для диапазона температур 10 - 50°С - на основе сульфоалюмината кальция, для температур 50 - 100°С - на основе оксида кальция

3 Разработаны комплексные расширяющие добавки РСК и ДР-НПО, обеспечивающие седиментационную устойчивость тампонажных растворов и расширение цементного раствора-камня после начала схватывания Определены их оптимальные дозировки к порландцементу

4 Уточнена скорость и время расширения цементного раствора -камня в различных термобарических условиях с добавками РСК и ДР-НПО Установлена зависимость скорости и величины расширения цементного камня от концентрации реагента - стабилизатора Показана возможность сохранения расширяющегося эффекта при длительном хранении

расширяющей добавки и расширяющегося цемента, за счет предложенного соотношения компонентов в комплексных добавках

5 Осуществлено промышленное внедрение комплексных расширяющих добавок РСК и ДР-НПО при креплении эксплуатационных колонн на четырех скважинах Результаты внедрения подтвердили эффективность предложенных разработок, обеспечивших значительное повышение качества цементирования по данным геофизических исследований

6 Разработана регламентирующая документация

1) Технические условия «Цемент тампонажный расширяющийся -ЦТР-75» (ТУ 5734-240-00147001-2002),

2) Технические условия «Добавка расширяющая ДР-НПО» (ТУ 5743328-00147001-2006),

3) Инструкция по применению расширяющей добавки ДР-НПО (РД 39-00147001-790-2007)

7 Экономический эффект от использования расширяющихся тампонажных материалов составил в среднем 126 тыс руб на скважину

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Применение тампонажных растворов с повышенными изолирующими свойствами РПИС при цементировании скважин в условиях АВПД / Гринько Ю В , Бурдыга В А , Тимофеева Е В , Кривошей А В И др Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2001, №7, с 21 - 23

2 Результаты внедрения тампонажных растворов с повышенными изоляционными свойствами при цементировании скважин на Тевлино-Русскинском месторождении / Новохатский Д Ф , Павельчак А В , Бредихин H M , Кривошей А В и др В кн «Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2002, выпуск 7, с 162 - 166.

3 Рябова JI И , Дерновой В П , Тимофеева Е В, Кривошей А В Реагент - регулятор седиментационной устойчивости тампонажных растворов В кн «Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2001, выпуск 6, с 93 — 96

4 Рябова J1 И, Кривошей А В, Тимофеева Е В Тампонажные растворы повышенного качества для крепления наклонно-направленных и горизонтальных скважин В кн «Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2002, выпуск 8, с 149 - 155

5 Седиментационно-устойчивые облегченные тампонажные растворы / Рябова Л И, Кривошей А В И др В кн «Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2002, выпуск 8, с 207 - 211

6 Опыт применения седиментационно устойчивых тампонажных растворов при креплении скважин на месторождениях Удмуртии / Рябоконь С А , Бредихин H M , Кривошей А В и др В кн «Импортозамещающие технические средства и материалы», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2003, выпуск 9, с 127-130

7 Некоторые результаты внедрения технологии крепления газовых скважин на Песцовом месторождении / Андреев H А , Кривошей А В и др В кн «Заканчивайте и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2004, выпуск 12, с 244-247

8 Кривошей А В , Толокольников H H Расширяющиеся тампонажные смеси для низких и умеренных температур В кн «Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2005, выпуск 13, с 155-159

9 Бредихин H M , Рябова J1 И , Кривошей А В Внедрение новых эффективных технологий крепления скважин Нефтяное хозяйство, 2004, №1, с 98-100

10 Кривошей А В Разработка расширяющихся тампонажных смесей для низких и умеренных температур Нефтяное хозяйство, 2005, №4, с 36-37

11 Сервисное сопровождение крепления скважин по технологии ОАО НПО «Бурение» / Рябоконь С А , Новохатский Д Ф , Нижник А Е , Кривошей А В и др В кн «Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2005, выпуск 14, с 171-178

12 Ашрафьян МО, Кривошей А В, Рябова ЛИ Рецептуры тампонажных растворов для установки цементных мостов с ускоренным набором прочности с целью сокращения времени ОЗЦ В кн «Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2005, выпуск 14, с 210-213,

13 Кривошей А В Инновационные технологии, технические средства и материалы для крепления скважин в сложных геолого-технических условиях Бурение и нефть, 2005, №12

14 Ашрафьян M О , Кривошей А В Гидродинамика и особенности цементирования боковых стволов и скважин малого диаметра В кн «Современная техника и технология заканчивания скважин и бурения боковых стволов», сб трудов ОАО НПО «Бурение», 2006, выпуск 15, с 116125

15 Тампонажные растворы с реагентами для крепления боковых стволов /Л И Рябова, А В Кривошей и др Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2006, №11, с 38 - 41

16 Ашрафьян М О , Кривошей А В Совершенствование технологии цементирования боковых стволов и скважин малого диаметра Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2007, №3, с 34-37

17 Пат 2230884 РФ, 7 Е 21 В 33/138 Комплексная расширяющаяся добавка для тампонажных растворов Рябоконь С А , Новохатский Д Ф, Рябова Л И, Кривошей А В Заявл 26 08 02, опубл 20 06 04, бюл №17

КРИВОШЕЙ Александр Викторович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СОСТАВОВ РАСШИРЯЮЩИХСЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ И ТЕХНОЛОГИИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ, ПОВЫШАЮЩИХ КАЧЕСТВО И НАДЕЖНОСТЬ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 18 04 07 Формат 60x84t/i6 Уел печ л 1,39 Бумага Maestro Печать трафаретная Тираж 100 экз Заказ №7112

Тираж изготовлен в типографии ООО «Просвещение-Юг»

с оригинал-макета заказчика 350059 г Краснодар, ул Селезнева, 2 Тел/факс 239-68-31

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кривошей, Александр Викторович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРИЧИН НЕКАЧЕСТВЕННОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН И ПРИМЕНЯЕМЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ И ТЕХНОЛОГИЙ.

1.1 Причины некачественного цементирования скважин.

1.2 Пути повышения качества цементирования скважин.

1.3 Обзор существующих составов расширяющихся тампонажных цементов.

1.4 Анализ недостатков существующих расширяющихся тампонажных материалов и пути их совершенствования.

1.5 Цель и задачи исследований.

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ РАСШИРЯЮЩЕЙ ДОБАВКИ ДЛЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ СУЛЬФОАЛЮМИНАТА КАЛЬЦИЯ.

2.1 Теоретические предпосылки разработки расширяющихся цементов с добавкой сульфоалюмината кальция.

2.2 Разработка рецептур расширяющихся тампонажных смесей для диапазона температур 20 - 50°С с добавкой сульфоалюмината кальция.

2.3 Исследование технологических свойств рецептур расширяющихся тампонажных растворов на основе сульфоалюмината кальция.

2.4 Разработка расширяющихся тампонажных растворов с повышенной седиментационной устойчивостью.:.

Выводы:.

ГЛАВА 3 РАСШИРЯЮЩИЕСЯ ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ДИАПАЗОНА ТЕМПЕРАТУР 50 - 90°С.

3.1 Теоретические предпосылки разработки расширяющихся цементов с добавкой оксида кальция.

3.2 Разработка комплексной расширяющей добавки ДР-НПО на основе оксида кальция.

3.3 Влияние времени перемешивания на величину расширения расширяющегося тампонажного камня с добавкой ДР-НПО.

Выводы:.

ГЛАВА 4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ.

ИСПЫТАНИЙ.

4.1 Опытно-промышленное внедрение расширяющихся тампонажных растворов на Котовском месторождении ОАО «Удмуртнефть».

4.2 Опытно-промышленное внедрение расширяющихся тампонажных растворов на Шептальском месторождении ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз».

4.3 Опытно-промышленное внедрение расширяющихся тампонажных растворов на Тямкинской площади.

4.4 Расчет экономического эффекта.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование составов расширяющихся тампонажных растворов и технологии их применения, повышающих качество и надежность цементирования скважин"

Для современного этапа развития нефтедобычи в Российской Федерации характерна тенденция к росту трудноизвлекаемых запасов. Крупные месторождения в основном выработаны, а вводимые в разработку площади представлены в основном маломощными, низкопроницаемыми коллекторами. Большинство залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами. Сохранение уровня добычи нефти возможно за счет повышения качества строительства скважин как на уже разбуриваемых месторождениях, так и разведываемых и вводимых в эксплуатацию. Во многих случаях извлечение нефти без применения новых технологий становится весьма проблематичным.

Крепление скважин - наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работ обуславливается тем, что они являются заключительным этапом строительства скважины. Неудачное их выполнение может свести к минимуму успехи предыдущих работ. Некачественное цементирование скважин нередко является единственной причиной газопроявлений, межпластовых перетоков и других осложнений.

Одной из причин некачественного цементирования скважин является плохое сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины. Особенно эта проблема усугубляется при креплении наклонных, горизонтальных скважин, строительстве боковых стволов, на сложнопостроенных месторождениях с близким расположением водяных и нефтегазовых пластов. Как показали исследования, подтвержденные практикой, качество цементирования резко повышается при применении расширяющихся цементных растворов.

При обеспечении герметичности заколонного пространства в контактах цементный камень обсадная труба и цементный камень порода должно развиваться определенное давление со стороны камня. В этой связи весьма перспективным направлением повышения прочности и герметичности контактных зон тампонажного камня является использование тампонажных растворов, обладающих эффектом расширения при твердении. Этого можно достичь применением тампонажных растворов, способных расширяться в процессе структуро-образования и твердения.

Необходимость разработки расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами, технологии их производства и применения для крепления скважин и разобщения продуктивных горизонтов на нефтяных и газовых месторождениях является актуальной задачей.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Кривошей, Александр Викторович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа литературных источников и патентов показаны недостатки существующих расширяющихся тампонажных цементов и выбрано направление их совершенствования путем повышения седиментационной устойчивости и уменьшения эффекта контракции при твердении.

2. Скорость расширения тампонажных материалов с добавкой сульфоалю-мината кальция обеспечивает время завершения расширения, соответствующее концу схватывания раствора, что предотвращает снижение прочности цементного камня вследствие разрушения его кристаллизационной структуры.

3. Установлено, что температурный интервал применения расширяющегося цемента составляет 20 - 50°С, а величина добавки сульфоалюмината кальция в зависимости от температуры составляет 5 - 10%.

4. Установлено значительное увеличение прочностных и адгезионных характеристик цементного камня из расширяющегося цемента по сравнению с цементным камнем из обычного тампонажного портландцемента

5. Увеличение водоцементного отношения расширяющихся тампонажных растворов приводит к резкому ухудшению их технологических свойств (прочность цементного камня, адгезия к металлу).

6. При введении НТФ в количестве 0,02 - 0,05% удается получить технологически приемлемое время загустевания тампонажных растворов при температурах до 50°С. При этом при умеренных дозировках реагент повышает адгезионные свойства цементного камня и позволяет получить хорошие прочностные характеристики.

7. При температурах 60 - 65°С время загустевания расширяющихся цементных растворов на основе САК резко сокращается и дальнейшее увеличение дозировки НТФ не приводит к его существенному удлинению.

8. Добавка реагента «Крепь-1» к расширяющемуся тампонажному раствору позволяет получить седиментационно устойчивые расщиряющиеся тампонажные растворы, ускорить сроки схватывания, увеличить прочностные и адгезионные характеристики цементного камня. При этом оптимальной является дозировка «Крепь-1» до 5-10% к массе расширяющей добавки.

9. На основе сульфоалюмината кальция и реагента «Крепь-1» разработана комплексная расширяющая добавка РСК, позволяющая значительно улучшить технологические показатели расширяющихся тампонажных растворов. На основе добавки РСК разработан расширяющийся тампонажный цемент ЦТР.

10. Использование расширяющей добавки РСК позволяет значительно снизить величину контракции тампонажных растворов.

11. Применение комплексной расширяющей добавки РСК позволяет сохранить расширяющий эффект на уровне 1,5% при хранении тампонажного материала в течение года, т.е. значительно увеличить сроки хранения расширяющего тампонажного материала.

12. Цементный камень из расширяющегося цемента характеризуется стабильным ростом прочности при твердении в течение 9 месяцев, а также обладает достаточно высокой коррозионной стойкостью при твердении в минерализованной воде.

13. Показана возможность получения седиментационно-устойчивых расширяющихся тампонажных растворов с добавкой оксида кальция и реагентов -стабилизаторов серии «Крепь» для диапазона температур 50 - 90°С.

14. Разработана комплексная расширяющая добавка ДР-НПО, совмещающая свойства расширения и стабилизации цементных растворов.

15. Установлено значительное увеличение прочностных и адгезионных характеристик цементного камня из расширяющегося цемента по сравнению с цементным камнем из обычного тампонажного портландцемента.

16. Установлено, что перемешивание в течение времени, соответствующего времени типичному времени процесса цементирования, незначительно снижает показатели расширения и адгезии расширяющихся тампонажных растворов на основе комплексной расширяющей добавки ДР-НПО.

17. Тампонажные растворы на основе комплексной расширяющей добавки ДР-НПО совместимы с основными широко используемыми в настоящее время в промысловой практике реагентами. Данные реагенты не ухудшают адгезионных и прочностных свойств расширяющихся тампонажных растворов и не снижают величину расширения цементного камня.

18. Осуществлено промышленное внедрение комплексных расширяющих добавок РСК и ДР-НПО при креплении эксплуатационных колонн на четырех скважинах. Результаты внедрения подтвердили эффективность предложенных разработок, обеспечивших значительное повышение качества цементирования по данным геофизических исследований.

19. Разработана регламентирующая документация:

1) Технические условия «Цемент тампонажный расширяющийся - ЦТР-75» (ТУ 5734-240-00147001-2002);

2) Технические условия «Добавка расширяющая ДР-НПО» (ТУ 5743-32800147001-2006);

3) Инструкция по применению расширяющей добавки ДР-НПО (РД 3900147001-790-2007).

20. Экономический эффект от использования расширяющихся тампонажных материалов составил в среднем 126 тыс. руб. на скважину.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кривошей, Александр Викторович, Краснодар

1. Булатов А. И., Сибирко И. А. О причинах возникновения газопроявлений при креплении скважин. Газовая промышленность, 1968, №3

2. Цыбин А. А., Гайворонский А. А. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях. М., ВНИИО-ЭНГ, 1983, 44 с.

3. New technique to control annular gas migration after primary cementing. Oilweek, 1983, Vol. 34, № 19, p.12.

4. Габдрахманов А. Г., Асмоловский В. С., Плотников И. Г. О качестве цементирования скважин в условиях Арланского месторождения. Нефтяное хозяйство, 1984, №10, с. 53-58.

5. Куксов А. К., Черненко А. В. Влияние невытесненного бурового раствора и глинистой корки на качество разобщения пластов. Нефтяное хозяйство, 1984, №2, с. 23-25.

6. Геранин М. П., Ломоносов В. В., Чжао П. X. Совершенствование крепления скважин на подземных хранилищах газа. М., 1982, 38 с. (Обзорн. ин-форм./ВНИИЭгазпром. Сер. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин», Вып. 5).

7. Баталов Д. М., Горский А. Т. Седиментационная устойчивость тампо-нажных растворов при пониженных температурах. Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1982, №54, с. 28-30.

8. Мавлютов М. П. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин. Нефтяное хозяйство, 1984, №6, с. 7-10.

9. S. R. Keller, R. J. Crook at al. Deviated wellbore Cementing. Journal of Petroleum Technology, 1987. - Vol. 39, N 8. - P. 955 - 960

10. Булатов А. И., Обозин О. H., Куксов А. К. Возникновение каналов в за-трубном пространстве скважин после цементирования. Газовая промышленность, 1970, №2, с. 3-6

11. Черненко А. В., Куксов А. К., Комнатный Ю. Д. Суффозионная устойчивость тампонажных растворов в гравитационном поле. В кн.: «Совершенствование техники и технологии крепления скважин». Краснодар, 1984, с. 49-53.

12. Булатов А. И., Куксов А. К., Обозин О. Н., Новохатский Д. Ф., Голо-венко Н. Д. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов. Бурение, 1971, №2, с. 19 22.

13. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня и скважине. М., «Недра», 1990, 409 с.

14. Гаврилюк А. Е., Сафронов В. Д. Повышение качества разобщения пластов при бурении наклонных скважин. Бурение, 1975, №8, с. 23 25.

15. Каримов Н. X., Данюшевский В. С., Рахимбаев Ш. М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов, М., ВНИИО-ЭНГ, 1980,51 с.

16. Sabins F. L., Tinsley S. М., Sutton D. L. Transition time of cement slurries between the fluid and set status. Society of Petroleum Engeneers J., 1982, XII. Vol. 22, № 6, p. 875-882.

17. Хоромин И. Г. К методике расчета цементирования обсадных колонн. НТИС, Сер. «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение». М., ВНИИОЭНГ, 1984, вып. 1, с. 42-45.

18. Сулейманов И. А. Причины заколонных проявлений и пути их предотвращения при креплении скважин на площадях Мурадханлы. Бурение глубоких нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. Баку, АзНИПИпсфгь, 1983, с. 40-48.

19. Зобе В. Ю., Кулигин Н. А., Шелдыбаев Б. Ф., Ясенец М. Г. Состояние и пути совершенствования крепления сверхглубоких скважин в объединении Грознефть. Тр. СевкавНИПИнефть, 1983, вып.39, с. 53-59.

20. Sabins F. L., Browning P. L. Cement concessibility evaluated. Drill Bit, 1982, Vol. 31, №2, p. 67, 69.

21. Патент № 4304292 США, МКИ E 21 В 33/14. Well cementing process and gasified cements usefull therein.

22. Барановский В. Д., Булатов А. И., Крылов В. И. Крепление и цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1983.

23. Хаут Р. К., Крук Р. Дж. Оптимизация процесса цементирования обсадной колонны. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1980, №11, с. 26 35.

24. Булатов А. И., Дейкин В. В., Макаренко П. П., Будников 1?. Ф., Хусид JL Б. Требования к физико-механическим характеристикам тампонажного камня в горизонтальных скважинах. Газовая промышленность, 1997, jV^IO, с.Ю

25. Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Булатов А. И., Еремин Г. А., Логви-ненко С. В., Макаренко П. П., Петерсои А. Я., Хусид Л. Б. Качество цементирования горизонтальных скважин на Кущевском ПХГ. Газовая промм тленность, 1997, №10, с. 22-23

26. РД 39 00147001 - 767 - 2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. М., ОАО «Газпром», 2000.

27. F. L. Sabins. Problems in Cementing Horisontal Wells. Journal о 1'Petroleum Technology, 1990, №4

28. Булатов А. И., Рябченко В. И. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. М., «Недра», 1969,175 с.

29. Гнездов В. П., Пупков В. С., Кузнецов 10. С., Кравцов В. М.,Овчинников В. П. Разработка и опыт применения тампонажного раствора высокой седиментационной устойчивости. Нефтяное хозяйство, 1984, №4, с. 27 -31.

30. Юсупов И. Г., Голышкина Л. А., Катеев И. С. Повышение герметичности контактных зон цементного кольца. М., ВНИИОЭНГ, 1980, 35 с.

31. Павленко В. П. Исследование прочности цементного кольца в зоне муфтового соединения. Нефтяное хозяйство, 1973, №4, с. 18 21

32. Белов В. П., Полынова Т. А. О возможности фильтрации га:, а из пласта через цементный камень в обсаженной скважине. Нефтяное хозяйство, 1970, №5, с. 31-34.

33. Шишин К. А., Рустамбеков Т. Ф., Крылов Д. А. Влияние опрессовки и перфорации скважин на качество разобщения пластов. Бурение, 1977, №4, с. 29 -34

34. Крылов Д. А., Марабаев Н. А., Таламанов Е. Н., Бурхайло В. А., Серен-ко И. А. Изменение контакта цементного камня с металлом обсадных труб при различных механических воздействиях. Бурение, 1981, №7, с 18-21

35. Крылов Д. А., Таламанов Е. Н., Марабаев Н. А., Бурхайло В. А. Некоторые причины некачественного цементирования скважин. Бурение, 1981, №2

36. Цементирование скважин за рубежом. ОЗЛ, М., ВНИИОЭНГ, 1967

37. Каримов Н. X., Губкин Н. А. Особенности крепления скважин в соле-носных отложениях. М., Недра, 1974

38. Гамзатов С. М. Применение вяжущих веществ в нефтяных и газовых скважинах. М., «Недра», 1985, 184 с.

39. Видовский А. Л., Булатов А. И. Напряжения в цементном камне глубоких скважин. М., «Недра», 1977,176 с.

40. Булатов А. И., Уханов Р. Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. М., «Недра», 1978.

41. Караев А. К., Гасанов Г. Т., Гасанзаде П. А. и др. Влияние эксцентич-ного расположения обсадных колонн на полноту вытеснения промывочного раствора при креплении скважин. Нефтяное хозяйство, 1968, № 12, с. 22-25.

42. Куксов А. К., Черненко А. В. Заколонные проявления при строительстве скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1988, 68 с.

43. Патент СССР №68445, Михайлов В. В. Способ изготовления расширяющегося цемента. Б. И. 1947, с.5

44. Михайлов В. В., Скрамтаев Б. Г., Юдович Э. 3. Расширяющийся цемент и его применение в строительстве. Цемент, 1949, №6, с.5-6

45. Заявка Японии № 49 1767 кл. 22 (3) СП; 22 (3) Д22 (МКИ - С04Ь 13/22). Расширяющийся цемент. Заявл. 28.03.70 г., опубл. 16.04.74 г.

46. Кравченко И. В., Кузнецова Т. В., Власова М. Т., Юдович Б. Э. Химия и технология специальных цементов., М., Стройиздат, 1979, 207 с.

47. Шейкин А. Б., Чеховский Ю. В., Бруссер М. И. Структура и свойства цементных бетонов. М.: Стройиздат, 1979, с. 344.

48. Торопов Н. А. Химия цементов. М.: Промстройиздат, 1956, с. 270.

49. Кравченко И. В. Расширяющийся цемент. М.: Госстройиздат, 1964, с.164.

50. Литвер С. Л., Будагянц Л. И. Напрягающий цемент для самонапряжения железобетона без тепловой обработки. Бетон и железобетон, 1968, №3, с. 15-16.

51. Кузнецова Т. В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. М., Стройиздат, 1986, с. 208

52. Кузнецова Т. В. Химия и технология расширяющихся и напрягающих цементов. Цемент, 1979, №2, с. 10-11

53. Кузнецова Т. В. Самонапряжение расширяющихся цементов. в кн.: Шестой Международный конгресс по химии цемента, 1976, с. 184 - 187.

54. Каримов Н. X., Хахаев Б. Н., Данюшевский В. С., Запорожец Л. С, Се-ренко И. А. Вяжущие материалы, изготовляемые из промышленных отходов, и их применение при креплении скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1982, 48 с.

55. Крыжановская И. А., Вальберг Г. С., Бернштейн В. Л., Гальчинецкая Ю. Л. Расширяющийся цемент с замедленными сроками схватывания. Цемент, 1975, №1, с. 19-20.

56. Рахматуллин Т. К., Хахаев Б. Н., Каримов Н. X., Запорожец Л. С., Ткачев В. И. Опыт цементирования скважин расширяющимися тампонажными смесями с добавкой хроматного шлама. Бурение, 1977, №7, с. 36 41.

57. Данюшевский В. С., Бакшутов В. С., Чжао П. X., Фридман В. М. Там-понажный цемент с большой величиной расширения на основе окиси кальция. Цемент, 1972, №1, с. 14

58. С. И. Данюшевский, Р. И. Лиогонькая, Л. Г. Судакас. Расширяющийся тампонажный цемент для «холодных» и «горячих» скважин. Нефтяное хозяйство, 1971 №7, с. 13-16.

59. В. С. Данюшевский. Пути получения расширяющихся тампонажных цементов для газовых скважин. Газовая промышленность, 1973 №11, с. 11-13.

60. Клюсов В. А. Улучшение свойств гипсоцементных тампонажных композиций для цементирования арктических скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2000, №3, с. 34-35

61. Пат. 2127798 РФ. Гипсоцементная тампонажная смесь./Клюсов А. А., Кривобородов Ю. Р. Приоритет от 19.07.96

62. Рояк С. М., Рояк Г. С. Специальные цементы. М., Стройиздат, 1983, 278 с.

63. Пат. 1890778 РФ, МКИ6 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для низкотемпературных скважин/ Клюсов А. А. и др. Заявл. 25.08.90, опубл. 20.09.95, бюл. №26

64. Пат. 2127798 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Гипсоцементная тампонажная смесь/ Клюсов А. А. и др. Заявл. 19.07.96, опубл. 20.03.99, бюл. №8

65. А. с. № 1201490, СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ Корнеев В. И., Шестопалова Н. Н., Одинцова И. А., Никифоров Ю. В., Клячки-на И. Н. Заявл. 25.04.84, опубл. в Б. И., 1985, № 48.

66. Пат. 2155263 РФ, МПК7 Е 21 В 33/138. Расширяющийся тампонажный состав для низкотемпературных скважин/ Анисимов А. А., Симоненко JI. И., Злотников Г. П., Погорелов Е. В., Гукасова Н. М., Будовкина JI. С. Заявл.1501.98, опубл. 27.08.2000, бюл. №24

67. Carter L. G., Waggoner Н. F., George С. Expanding Cements for Primary Cementing. J. Petrol. Technol., 1966, v. 18, № 5, p. 551

68. Parker P. N., Wahl W. W., Expanding Cement a new Development in well Cementing. J. Petrol. Technol., 1966, v. 18, №5, p. 559

69. Патент США № 3147129. Sulfoaluminate Cement. Armstrong Т. С. and Whitehurst В. М., issued Sept. 1,1964

70. Патент США № 3155526. Calcium Aluminosulfate and Expansive Cements Containing Same. Klein A., issued Nov. 3, 1964.

71. Мета П. К., Поливка М. Расширяющиеся цементы. в кн.: Шестой Международный конгресс по химии цемента, 1976, т.З, с. 158 - 173.

72. Клюсов А. А., Калугин Ю. Н., Кривобородов Ю. Р., Убеев А. В. Напрягающий цемент для герметизации затрубного пространства низкотемпературных скважин. Цемент, 1987, №8, с. 18 19

73. Хангильдин Г. Н. Исследование напрягающего цемента как тампонажного материала для газовых и нефтяных скважин. Газовая промышленность, 1969,№9, с. 8-11.

74. Каримов Н. X., Губкин Н. А. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных смесей и влияние их на герметизацию заколонного пространства. Бурение, 1975, №9, с. 21 25.

75. Пат. № 2141026 РФ, МПК7 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор/ Щербич Н. Е., Ипполитов В. В., Янкевич В. Ф., Фролов А. А., Овчинников В. П., Карелина Н. Е. Заявл. 08.07.1997, опубл. 10.11.1999, бюл. № 31.

76. Самолаева Т. Н., Шустров В. П., Прохоров В. X. Магнезиальные цементы для крепления скважин ПХГ. Газовая промышленность, 1999, №9, с. 30

77. А. с. № 1183660 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный материал./ Г. М. Толкачев, А. М. Шилов, О. Б. Сукманский, Р. С. Югай. Заявл. 30.11.83, опубл. в Б. И., 1985, №37.

78. Данюшевский В. С., Кадыров Ю. Т. Применение цементов с расширяющейся добавкой на разведочных площадях Узбекистана. Нефтяное хозяйство, 1989, №3, с. 68-70.

79. Пат. № 2170809 РФ. Утяжеленный расширяющийся тампонажный раствор./.". В. Крылов, В. Ф. Штоль, Н. Е. Щербин, Д. М. Баталов, JI. М. Карга-польцева, С. А. Кармацких, А. А. Фролов, В. Ф. Янкевич, Н. М. Севодин. Бюл. №20, 2001

80. Мосиенко В. Г., Зубков В. И., Бегун А. И. Магнезиальный расширяющийся тампонажный цемент. В кн.: «Формирование и работа тампонажного камня в скважине. Тезисы докладов к 4-й Конференции-дискуссии, 11-15 мая, 1987». Краснодар, 1987, с. 59.

81. А. с. №1406344 СССР, МКИ6 Е 21 В 33/138. Расширяющийся тампонажный раствор./О. К. Ангелопуло, В. С. Бакшутов, М. Я. Бикбау, В. В. Бонда-ренко, Т. Ю. Лисова, В. Н. Никитин, Б. И. Нудельман, А. И. Стравчинский и П. X. Чжао. Бюл. №24, 1988

82. Хадыров М. Б. Алинитовый тампонажный материал с улучшенными изоляционными свойствами. В кн.: «Формирование и работа тампонажного камня в скважине. Тезисы докладов к 4-й Конференции-дискуссии, 11-15 мая, 1987». Краснодар, 1987, с. 68.

83. Кутателадзе К. С., Габададзе Т. Г., Нергадзе Н. Г. Алунитовые безусадочные, расширяющиеся и напрягающие цементы (АБЦ, АРЦ и АНЦ). в кн.: Шестой Международный конгресс по химии цемента, 1976, с. 189-191.

84. А. с. №1654542 СССР, МКИ6 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал./ А. А. Клюсов, Ю. Т. Ивченко, А. В. Мнацаканов, А. А. Рябоконь, В. Ф. Кривоносое, Л. Е. Свинтицких, Бюл.№21, 1991.

85. Кирпиченко Б. И. Условия эффективности контроля качества цементирования. Нефтяное хозяйство, 1985, №3, с.2 3.

86. Ашрафьян М. О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М., «Недра», 1989, 228 с.

87. Озеренко А. Ф., Куксов А. К., Булатов А. И. и др. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин. М., «Недра», 1978, 279 с.

88. Булатов А. И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1983, 255 с.

89. Данюшевский В. С., Алиев Р. М., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М., «Недра», 1987, 373 с.

90. Бабушкин В. И., Матвеев Г. М., Мчедлов-Петросян О. П. Термодинамика силикатов. М., Стройиздат, 1986, 351 с.

91. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Заканчивание скважин. М., «Недра», 2000, 667 с.

92. Ашрафьян М. О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М., «Недра», 1982, 152 с.

93. Будников П. П., Ростенко К. В. Железистые сульфатированные цементы. Строительные материалы, 1966, №11, с. 14 - 16.

94. Гиттерман А. К., Бобров Б. С., Малинин Ю. С. Кинетика гидратации безводного сульфоалюмината кальция. В кн.: Гидратация и твердение цементов. М., 1969, с. 11 - 21.

95. Мариампольский Н. А. Снижение водоотдачи и повышение текучести цементных растворов с помощью химических реагентов. Бурение, 1966, №8, с, 16-18.

96. Мариампольский Н. А., Пеньков А. И., Швачкин Ю. А. Исследование механизма действия реагентов-замедлителей схватывания тампонажных растворов. Нефтяное хозяйство, 1974, № 10, с. 27 30.

97. Рекомендации по выбору тампонажного раствора применительно к агрессивной среде./Булатов А. И., Новохатский Д. Ф., Рябова Л. И. И др. -Краснодар, ВНИИКРнефть, 1983, 16 с.

98. Булатов А. И., Рахимбаев Ш. Р., Рябова Л. И. Коррозия тампонажного камня. СКО ИА РФ, 1993, 380 с.

99. Малышев. Ю.М., Шуматов В.Ф., Тищенко В.Е. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1990. - С.410.

100. Агзамов Ф.А., Каримов Н.Х., Измухамбетов Б.С., Кульмурзин К.С. Некоторые принципы получения расширяющихся тампонажных цементов. Интервал, 2002, №4, с. 27 30.