автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Совершенствование конструкций и технологии крепления скважин при строительстве подземных резервуаров для хранения природного газа в отложениях каменной соли

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ "БУРОВАЯ ТЕХНИКА" ВНИИБТ

Для служебного пользования Экз. №

На правах рукописи

УДК 622.245.1

НОВЕНЬКОВ ЮРИЙ ПАВЛОВИЧ

"СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ И ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В

ОТЛОЖЕНИЯХ КАМЕННОЙ СОЛИ". (На примере Россошинской площади, Волгоградское ПХГ).

Специальность 05.15.10 - "Бурение скважин"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1999 г.

Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе "Научно-Производственное Объединение "Буровая техника" - ВНИИБТ

Научный руководитель:

Кандидат технических наук, с.н.с. Академик Украинской нефтегазовой

академии В.Ю. БЛИЗНЮКОВ

Научный консультант,

Доктор химических наук, профессор A.B. Котов Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор В.И. Крылов

Кандидат технических наук, с.н.с. Б.М. Курочкин

Ведущее предприятие: П "ВОЛГОГРАДТРАНСГАЗ" ОАО "ГАЗПРОМ"

Защита состоится " 4*7 " М&4 1999 г в \\ часов на заседа Диссертационного Совета Д 104.03.01 в ОАО НПО "Буровая техника" по адр 113114, Москва, ул. Летниковская 7-9.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО "Буровая тех«

- ВНИИБТ.

Автореферат разослан

1999 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

Кандидат технических наук / Г.П.Чайковский

Общая характеристика работы

Диссертация посвящена разработке и совершенствованию конструкций технологических скважин, предназначенных для строительства и эксплуатации подземных резервуаров в каменной соли для хранения природного газа (ПХГ). ПХГ сооружается для регулирования сезонной и пиковой неравномерности газопотребления и обеспечения надежного снабжения газом потребителей при возникновении аварийных ситуаций на газопроводе. В 30км от г.Волгоград, на площади Россошинская будет строиться Волгоградское Подземное Хранилище природного Газа. Подземная часть хранилища состоит из 14 резервуаров выполненных методом размыва в каменной соли на глубине 1350-1460 м.

Актуальность проблемы. В общей проблеме улучшения качества строительства газовых скважин, особо важное место занимает решение задачи проводки и крепления скважин в отложениях каменной соли для создания подземных емкостей, особенно если массив осложнен пластами бинюфита, склонными к повышенным кзвернообразованию и текучести. Буровые работы в солевой толще часто сопровожцается осложнениями, которые привсдят к ликвидации скважин. В связи с повышенными требованиями к конструкциям и методам крепления скважин этой категории возникает необходимость в специальных тсспедованиях, учитывающих специфику их проводки и эксплуатации.

Специфические особенности крепления скважин в солевых отложениях на 'оссошинской площади требуют проработки и решения следующих вопросов: обеспечения качественного разобщения терригенного и хемогенного комплексов; предотвращение растворения солей на контакте с цементом и образования канала по второму возможно движение флюида.

Цель работы. Совершенствование конструкций и технологии крепления скважин при роительстве подземных резервуаров хранения природного газа в отложениях каменной ши, осложненной пластами бишофита, для обеспечения длительного безаварийного

срока эксплуатации.

Основные задачи исследований.

1. Моделирование и исследование процессов в системе "скважина - пласт", а также взаимодействия бишофита и галита с тампонажными растворами.

2. Исследование процесса повышения давления системы "бишофит-вода" в замкнутом объеме.

3. Разработка лабораторного стенда высокого давления для экспериментальных исследований системы "биихэфит - вода" в замкнутом объеме.

4. Экспериментальные исследования поведения магнезиального цемента в процессе затворения и выдержки в замкнутом объеме под давлением.

5. Моделирование и исследования процессов взаимодействия раствора хлорида магния с системой "цементный камень - бишофит - каменная соль" в замкнутом объеме под давлением.

6. Разработка технологии бурения и крепления технологических скважин на Россошинской площади (Волгоградское ПХГ)-

Научная новизна.

1. Предложена схема процесса поведения каверны в пластах бишофита при цементировании магнезиальным цементом.

2. Экспериментально установлено, что в замкнутом объеме, при растворении бишофита водой или концентрированным раствором ЫаС1 развивается давление, превышающее предварительно созданное, на 30,0-32,0 МПа.

3. Установлено, что при растворении бишофита в концентрированном растворе хлорида магния (р= 1280 кг/м3) в замкнутом объеме повышение давления составляет около 8,0 МПа.

4. Экспериментально установлено, что при затворении и твердении магнезиального цемента находящегося в контакте с бишофитом, давление в замкнутом объеме падает,

что позволяет прогнозировать отсутствие сминающих давлений при цементировании пластов бишофита магнезиальным цементом.

5. Стендовыми исследованиями магнезиального цемента, при моделировании процесса сжатия каверны, установлено, что цементный камень, а также зона контакта между образцами в системе "цементный камень - каменная соль-бишофит", сформировавшихся в условиях близких к забойным, не разрушаются под повторным воздействием концентрированного раствора хлорида магния и давления равною забойному.

6. Впервые предложено (заявка №99106260) применение цемента Сореля, на основе активного МдО, для цементирования обсадных колонн перекрывающих пласты бишофита в разрезах каменной соли.

Практическая ценность и реализация работы.

Впервые разработана конструкция, технология бурения и крепления скважин, где эсновная обсадная (эксплуатационная) колонна большого диаметра-245 мм, предназначенная для работы в переменном режиме (закачка газа-отбор газа), терекрывает раздел каменной соли, включая два пласта бишофита.

Впервые предложена нетрадиционная схема (включенная в Свод правил Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки" СП 34-106-98) проведения >абот на скважине, когда на основе предложенной технологии решаются все задачи по ¡урению ствола скважины из-под башмака промежуточной колонны вплоть до подошвы ¡удущего резервуара, а потом на проектную глубину спускается и цементируется основная бсадная колонна.

Выполненная диссертационная работа послужила основой для разработки автором руппового рабочего проекта на строительство технологических скважин на Россошинской пощади (Волгоградское ПХГ). Графиком строительства первой очереди объекта редусмотрено бурение 4-х скважин. Проект может бьгтъ использован как базовый для

бурения еще 10-ти технологических скважин на Россошинской площади, а также на други> плоищях со сходными геолого-техническими условиями бурения.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на семинара* "Отделения комплексного проектирования специальной части проекта" и на Ученых советах ООО "Подземгазлром" ОАО "Газпром" в 1996-1998 г.

Публикации.

По результатам исследований опубликовано 9 статей, 1 патент РФ, СП "Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки" СП 34-106-98.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, списка цитированной литературы. Диссертация изложена на страницах машинописного текста, £>Зрисунков таблиц, список цитированной литературы */>{ наименований.

Содержание работы Во введении обоснована актуальность темы и сформулирована цель исследования. Для технологических скважин, предназначенных для строительства и эксплуатации подземных резервуаров в каменной соли для хранения природного газа на Россошинской площади, необходимо: разработать рациональную конструкцию, подобрать составы магнезиальных бурового и тампонажного растворов и выработать рекомендации по проведению буровых работ.

В первой главе рассмотрены возможные причины повреждения обсадных колонн при проводке скважин в массивах каменной соли. Как правило, нарушения целостности колонн приурочены, к интервалам кавернообразования. Каверны имеют особенно большие размеры (как по высоте, так и по диаметру) в отложениях бишофита, что создает значительные трудности в замещении бурового раствора цементным в процессе цементирования обсадной колонны. Это приводит к образованию защемленных жидкостных

"карманов" в кавернозной части ствола и, как следствие, к неравномерному нагружению поперечного сечения обсадной трубы.

Конструкция скважины для строительства и эксплуатации резервуара ПХГ в каменной соли, подчиняясь общим принципам разработки, должна: -в процессе строительства резервуара - обеспечить прокачку большого объема воды через эксплуатационную колонну; - в процессе эксплуатации - удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к конструкции газовых скважин, и обеспечить отбор газа в требуемых режимах и объемах, -учитывать коррозионное воздействие слабоминерализованных (по №С1), техногенных пластовых вод, ореол распространения которых движется от блока нагнетательных скважин в сторону промышленной площадки на глубине «1000 м, в интервале залегания горизонта - нижний триас, предназначенного для сброса рассола.

Были рассмотрены и проанализированы пять вариантов конструкций скважин для строительства резервуаров в каменной соли. Существующий, явно недостаточный, уровень знаний о физико-химических процессах, происходящих в пластах бишофита при его разбуривании и цементировании, не позволил выбрать рациональную конструкцию, так как вопросами крепления бишофитовых пластов эксплуатационными колоннами большого диаметра в скважинах для подземного хранения газа никто до этого времени не занимался. При отсутствии методически выверенной и отработанной технологии бурения и особенно крепления пластов бишофита, проектирование свелось к выбору более тяжелых и металлоемких конструкций, преимущественно с двойной крепью. Полученные результаты нельзя считать полностью удовлетворительными, так как конструкции получились громоздкими и сложными по исполнению.

Анализ литературных данных не позволяет получить ответы на вопросы: • действительно ли причиной возникновения избыточного наружного давления в пластах бишофита является его неконтролируемое растворение в образующихся кавернах и каковы реальные величины давлений?;

• какими тампонажными растворами и по какой технологии осуществлять креплена скважин в условиях повышенного кавернообразования в пластах бишофита?

Были сформулированы задачи исследований, направленные на создана оптимальной технологии бурения и крепления обсадных колонн в хемогенных отложения> Выявлена необходимость изучения свойств бишофита применительно к условиям бурени: и крепления скважин на Россошинской площади, включая исследования взаимодействи: бишофита с водой, рассолом (№С1) и тампонажными растворами. Исспедовани! намечалось провести как в атмосферных условиях, так и приближенных к забойным, т.е было необходимо разработать установку (стенд) высокого давления для проведени: модельных экспериментов в условиях, приближенных к забойным. На основани! полученных результатов предполагалось провести разработку и обоснование конструкций технологии бурения и крепления технологических скважин.

Вторая глава посвящена исследованию процессов происходящих в систем! "скважина - пласт бишофита". Приведены характеристики базового материала дл; получения матезиального цемента-каустического магнезита - методы его получения свойства. В зависимости от физико-химических свойств исходного материала, полученнь» из него помолом и обжигом оксид магния, различается по своим свойствам, что особеннс резко проявляется в его способности взаимодействовать с водой и растворами солей.

В той степени, в которой оправданно затворение портландцемента на насыщенно», растворе хлорида натрия при креплении колонн в каменной соли, в той же стелен! необходимо и оправданно затворение магнезиальных цементов на насыщенном раствор« бишофита при креплении колонн, проходящих через бишофитовые пласты.

Рассмотрены рецептуры цементов для крепления пластов бишофита, предложенньи ранее радом исследователей.

Все разработанные рецептуры направлены на улучшение водостойкости I безусадочности магнезиальных цементных растворов. Множество вводимых компонента

затрудняет использование этих рецептур в условиях буровой.

Рассмотрены также некоторые возможности коррозии в насыщенном растворе МдС12. Коррозия поверхности начинается как кислородный процесс, но в условиях скважины кислородная коррозия довольно быстро заканчивается и заменяется процессом кислотной

МдС12 + НОН = Мд(ОН)С1 + НС1

За счет частичного образования Мд(ОН)2 из МдО рН водного раствора имеет щелочную реакцию. В таком случае, коррозия на участке пропластка бишофита представляется маловероятной, так как избыточная кислотность раствора бишофита будет нейтрализована оксццом магния. Длительная устойчивость поверхности труб к кислотной коррозии определяется прежде всего целостностью цементного камня, затрудняющего доступ кислоты к металлической поверхности. Необходимо отметить, что портландцемент вообще непригоден для цементирования колонн в пластах бишофита, так как разрушается в растворах хлорида магния.

В работе рассмотрен процесс взаимодействия тампонажного и бурового растворов с пластом бишофита при цементировании каверны магнезиальным цементом (рис.1.).

Рис. 1. Схема расположения материалов и горных пород в районе пласта бишофита. Тампонажный раствор заполняет полость, оставляя часть бурового раствора запертой в каверне, преимущественно в верхней ее части, вследствие значительного

коррозии. Последняя обусловлена гидролизом хлорида

магния:

Буровой раствор/++++

/+ + + + '+ + + +

■ + + + +

расхождения по плотностям бурового и цементного растворов, соответствен« 1380-1800 кг/м3. Вплоть до момента перекрытия каверны, увеличение объема о возможного подрасгтворения бишофита никак не сказывается на изменении давления н; обсадную колонну. После цементирования обсадной колонны и каверны буровой раствор I каверне оказывается в статических условиях относительно стенки бишофита I перемешивание раствора происходит только за счет конвективных потоков раствора. Пр» этом верхняя часть стенки бишофита должна растворяться сильнее, чем нижняя (рис.1.) Это было подтверждено экспериментально в лабораторных условиях. В некоторой часп пространства каверны тампонажный раствор может войти в контакт со стенкой бишофита Благодаря высокой степени фильтрации образуется водно-солевой зазор, в котором t статических условиях также начинает растворяться бишофит. Есть вероятность, что е пространстве, заполненном насыщенным раствором хлорида магния, может не произойти схватывания цементной массы. Тем не менее, эта масса препятствует процессу диффузии хлорида магния в глубину основной массы тампонажного раствора. Увеличение объема раствора за счет растворения бишофита до начала процессов схватывания к затвердевания не столь опасно, поскольку цементная масса в этот промежуточный период времени достаточно подвижна, и именно поэтому повышение давления не происходит.

Было проведено моделирование процессов взаимодействия бишофита с тампонажными растворами (портландцемент и магнезиальный). Предварительные испытания системы 'бишофит-тампонажный" раствор (портландцемент) показали, что в зависимости от соотношения масс бишофита и цементного раствора каверна будет либо заполнена раствором бишофита, либо окажется сухой по окончании опыта.

Раствор МдСЬ. фильтрующийся из цементного раствора (портландцемент) до начала схватывания, в дальнейшем шел в обратном направлении и встраивался в структуру цементного камня. Если бишофит предварительно не обогащался избыточной водой и не успевал раствориться, он оставался замурованным в массе цемента. Если же бишофит

успевал раствориться и существовал уже в виде раствора хлорида магния, разной степени насыщенности, то этот раствор полностью или частично был использован твердеющим цементом. В итоге получалась либо пустая каверна, либо каверна с концентрированным раствором хлорида магния, причем объем раствора был меньше объема каверны.

При взаимодействии магнезиального цемента с бишофитом можно вццеть весьма незначительное растворение образца, как при заливке сверху насыщенным бииюфитовым раствором, так и без него. Цементный камень плотно охватывает твердый образец бишофита, но с поверхности все же остается неглубокая каверна. По окончании опытов, у разных образцов в разное время, был проведен осмотр образовавшихся каверн в цементном камне. В случае магнезиального цемента жидкой фазы не обнаружено. Кристаллические образцы бишофита немного подрастворились. Следует отметить очень плотное сцепление магнезиального цемента с бишофитом. Видно, что система "магнезиальный цемент - бишофит" более сбалансирована, так как эффекты изменения объема существенно меньше. Образцы магнезиального цемента полностью сохранили свою монолитность и сохранность бишофита в намечающихся кавернах.

Полученные данные по взаимодействию ряда тампонажных растворов с твердым бишофитом были дополнены результатами исследований по взаимодействию тампонажных растворов с насыщенными растворами бишофита. Это моделирование ближе привязано к реальной обстановке, поскольку в образовавшейся при строительстве скважины каверне находится остаток бурового раствора, обогащенного бишофитом вплоть до полного насыщения.

В работе приводится объяснение водопоглощающей способности магнезиальных цементов. Для полного использования оксида матия при ВУЦ отношении 0,7/1не хватает; 0,6 М хлорида матия и 7 М воды, (если вест расчет на 75% активной массы ПМК-75). Следовательно, в микроструктуре цементного камня должен наблюдаться избыток МдО, что и было обнаружено при микроструктурном фотографировании. На микрофотографиях

образцов ПМК четко видны многочисленные пластинки оксида матия характерной формы, окруженные однородной массой цемента. Наличие непрореагировавших пластинок может быть связано, как с недостижением требуемого состава магнезиального цемента, так и с присутствием пережженных частиц оксида матия, т.е., для получения аетивного МдО, необходимо контролировать температуру обжига каустического магнезита.

Для равномерного заполнения возможной каверны подобраны режимы закачки V продавки магнезиального раствора. Цементирование в "пробковом" режиме с противодавлением, создаст благоприятные условия для вытеснения бурового раствора тэмпонажным. Это позволит получить, при движении пласта бишофигта в сторону обсадноР колонны, равномерно распределенную нагрузку на колонну и тем самым будет положительно решен вопрос о противодействии колонны сминающим напряжениям.

При взаимодействии магнезиального цемента с насыщенным раствором хлористого магния происходит сильное загустевание раствора бишофита вокруг цементного камня, за счет выхода из цементного камня продуктов реакции -гцдрооксидов магния и кальция. Возможность химической реакции с выделением оснований говорит о невозможности кислотной коррозии. Таким образом, выявлены антикоррозийные свойства магнезиального цемента в контакте с насыщенным раствором бишофита.

Была проверена водостойкость, наиболее перспективного в этой области, магнезиального цемента марки "Созидатель". Опыты показали, что уже на седьмые сутки магнезиальный цементный камень в насыщенном растворе хлорида натрия, подвергается интенсивной коррозии, приводящей к растрескиванию камня. Использование магнезиального тампонажного раствора возможно только в интервалах гарантированно изолированных от поступления свежего растворителя, будь то пластовая вода, остатки бурового раствора на основе №С1, либо тампонажного цемента затворенного на той же основе.

В третьей главе. Проведен расчет увеличения объема в замкнутой системе при

растворении бинюфита в воде. Увеличение объема при растворении является следствием того, что в бишофите, имеющим строение [Мд(НгО)б]С12 шесть молекул кристаллизационной воды упакованы более плотно в кристаллической решетке, чем в воде. Растворение изменяет расстояние Мд <-» НгО в сторону увеличения. Расчет показал, что при растворении бишофита в воде, с учетом достижения предельной концентрации раствора, происходит увеличение его объема примерно на 5%.

На основании полученных данных проведен расчет повышения давления в замкнутой системе при растворении бишофита в воде, которое составило около115МПа. Таким образом было определено максимальное значение внутреннего давления на которое должен быть рассчитан стенд для проведения экспериментов.

Стеед для проведения исследований взаимодействия бишофита с различными типами растворов, в условиях близких к забойным, был разработан и подвергнут гидравлическим испытаниям.

Основным элементом стенда является испытательная камера представляющая собой герметичный сосуд, изготовленный из высокопрочной легированной стали 6Х-15Н6МВФБ411. Давление в камеру подается по капиллярам, выточенным в днище корпуса камеры.

Моделирование системы бишофит - вода проводилось путем определения диапазона давлений, развивающихся в замкнутых системах при растворении бишофита в эоде. Таким образом была проведена проверка теоретического скачка давления в имкнутой системе.

Характерным, для всех проведенных опытов, является первоначальный быстрый юст давления в системе. За первые полчаса контакта бишофита с водой независимо от (ачального (имитирующего забойные условия) давления, последнее подымается на 1,0 - 5,0 МПа.

Максимальное увеличение давления в системе достигается примерно через 5-6 суток и далее не меняется. При этом превышение давления над фоновым составляет во всех случаях около 30,0-32,0 МПа. (рис.2.).

Рис.2. Изменение давления в "бомбе" при растворении бишофита в воде, растворах №С1 и МдС12 при давлениях имитирующих гидростатическое.

Кроме того, исследовались системы: бишофиг -концентрированный раствор хлорида натрия; бишофит-концентрированный раствор хлорида магния; бишофит - тампонажные растворы на основе магнезиальных вяжущих.

Для имитации гидростатического давления столба бурового или тампонажного раствора применительно к условиям залегания нижнего пласта бишофита на Россошинской площади в каждом эксперименте, в зависимости от исследуемой системы устанавливалось начальное (фоновое) давление.

По результатам экспериментов были построены фафики зависимости давления от времени в исследуемых системах.

В качестве образца бишофита использовался керн из скважин №№ 1Р,2Р пробуренных на Россошинской площади в 1995-96 п. с целью исследования и определения пригодности массива каменной соли для строительства подземных резервуаров для хранения природного газа.

Для оценки поведения каменной соли при повышенном давлении был проведен эксперимент. Показано, что при растворении каменной соли, увеличения объема и

повышения давления не происходит, более того ясно прослеживается тенденция уменьшения объема, а следовательно, и падение давления.

При прохождении пласта бишофита необходимо применять буровой раствор, с максимально возможной концентрацией хлорида машия (бишофита). Буровой раствор должен иметь концентрацию хлорида магния около 30%. Такая система была исследована. Как показал эксперимент, максимальное увеличение давления составляет около 8,0 МПа.(рис.З).

Рис.3. Изменение давления в "бомбе" при растворении бишофита в растворе МдС12 и каменной соли в воде при давлениях имитирующих гидростатическое.

При этом большая часть бишофита остается нерастворенной. Таким образом, увеличение концентрации хлорида магния в буровом растворе будет способствовать »хранению целостности ствола скважины и уменьшит кавернообразование, как в пласте Зишофита, так и по всему разрезу солей.

Исследование системы бишофит+магнезиальный цемент показало, что давление в жтеме вопреки ожиданиям, сразу начало падать, (рис.4.).

В камеру стенда вставляли образцы бишофита и заливали растворами магнезиального цемента. Падение давления наблюдается в первые несколько часов, что оворит о процессе усадки цементного камня в период затвердевания. Снижение давления акже связано с перестройкой внутренней структуры и уменьшением размеров зерен рментнога камня в период ОЗЦ. За это время процесс снижения давления в замкнутой

МО' гп-

* бии*>фмт*растя0(> МзО; Нач давламма 17.0 МПа о «ам«н*аясол»*»ода Нач давпаниа 18 ОМПа

50 О0

Ю00 1200 3*00 36« «ООО 6ООО 72 00 В4 00 И 00 10100

Время ,час

системе проходил почти до конца, в "бомбе" наблюдалось остаточное давление околс 3,0 - 4,0 МПа, которое дальше не снижалось.

Рис.4. Изменение давления в "бомбе" при затвердевании различных составов магнезиальных цементов при давлениях имитирующих гидростатическое.

Поведение магнезиального цемента с разными добавками под давлением е

замкнутом объеме во всех случаях имеет одну и ту же тенденцию и описывает»

практически одной кривой.(рис.5.).

Время .чес

Рис 5. Изменение давления в "бомбе" при затвердевании магнезиального цемента + образец бишофита в сравнении с портландцементом (на ЫаС1)

Отметим, что падение давления в период от момента - "затворение цементной: раствора", до наступления момента-"начало загусгевания (начало схватывания)", говорит об усадке объема раствора, т.е. усадка жидкого или полужидкого матезиального расгворг приводит только к падению уровня раствора относительно устья скважины, т.е. по буровой терминологии - к недоподъему цементного раствора.

Усадка цементного камня, выражающаяся в том, что между цементом и обсадной колонной, цементом и горной породой появятся трещины, разрывы и т.д., в этом случае наблюдаться не будет. Это подтверждается состоянием образцов цементного камня образовавшихся в бомбе во время проведения экспериментов.

Аналогичная картина наблюдалась при исследовании системы "бишофит- каменная соль - магнезиальный цемент", (рис.6.).

1час% опыта Ддмгч--«' ж

Нпжл»мм ДИПМИ* 24.0 МП« О [ип. * ' 4*0—<1 В3\ Нмыьим >ипкм Г' О МП*_

О 2 4 е « 10 12 И 10 >1 20 И 14 20 21 » 22 Время, сут

Рис 6. Изменение давления в "бомбе" при затвердевании магнезиальных цементов* + каменная соль + бишофит при давлениях имитирующих гидростатическое.

Дальнейшие исследования были связаны с моделированием процессов происходящих в скважине в случаях повышенного кавернообразования в бишофитовых тластах и, как следствие, неудачного цементирования. В этом случае в пласте бишофита иогут образовываться защемленные карманы с невытесненным буровым раствором. Даже гели буровой раствор приготавливается на основе бишофита, в нем может наблюдаться »которое наличие избыточной воды. При снижении концентрации МдСЬ в буровом >астворе - в пласте бишофита немедленно начинается растворение материнской породы. 1еобходимо было экспериментально установить влияние раствора хлористого магния на (бразцы бишофита, и каменной соли в цементном камне находящихся под давлением. )пыт делился на две часта. В первой части снималась кривая изменения давления дентично уже проведенным экспериментам, (см.рис.5., 6.).

Для определения влияния раствора хлористого магния на уже затвердевший цемент и замурованный в нем образец бишофита, во второй стадии эксперимента, было изучено проникновение раствора бишофита в цемент под давлением. На затвердевший цемент наливался раствор хлористого матия плотностью 1280 -1310 кг/м3. "Бомба" закрывалась и давление вновь поднимали до 25 МПа. Спустя сутки, давление падало на 2,5 - 3,0 МПа, чтс свидетельствует: - о способности раствора бишофита (раствор МдС12) проникать в глубину матезиального цементного камня и о вероятной способности микроструктуры магнезиального цементного камня кдальнейшему уплотнению.

Опыты продолжались до стабилизации давления в "бомбе". На разных образцах давление снижалось по разному, но ниже 13,0 МПа не опускалось.

Идентичный опыт был поставлен одновременно с двумя образцами: каменной соли и бишофита. Образцы были подогнаны по размеру и прижаты друг к другу плоскими сторонами. В таком виде были установлены в камеру и залиты магнезиальным цементом, е одном случае на базе порошка каустического магнезита ПМК-75; в другом ПМК-87. (рис.7.).

Время, сут

Рис.7. Изменение давления в "бомбе" при взаимодействии раствора МдС1г с магнезиальными цементами + каменная соль + бишофит при давлениях имитирующих гидростатическое

Отсутствие водостойкости цемента Сореля, мешает использовать его для цементирования обсадных колонн в водовмещающих разрезах. Но если принять вс внимание, что вполне определенными технико-технологическими мероприятиями можно изолировать интервал бурения в каменной соли от поступления свободной воды, тс

альтернативы этому составу магнезиального цемента, для цементирования обсадной колонны перекрывающей одновременно каменную соль и пласты бишофита, нет.

Образцы цемента Сореля, полученного из ПМК-75 и его смеси с песком (20%) показывают отсутствие деформации после извлечения образца из бомбы и длительного хранения. Период хранения в эксикаторе более года. При распиле очень твердый. Распил показывает плотный мелкозернистый материал.

Образцы, изготовленные из ПМК-75, и ПМК-67, затворенные раствором бишофита с кристаллами бишофита, размещенными в центре, показали гораздо лучшую устойчивость в отношении раствора бишофита, проникающего сверху под давлением (вторая стадия опыта). Бишофит внутри цементного камня, в обоих случаях, имеет плотную, хотя и ноздреватую структуру. Наблюдается плотный контакт твердого бишофита с цементным камнем, однако сам бишофит по плоскости соприкосновения с раствором МдСЬ разрыхлен. Образец изготовленный из ПМК-87 на растворе бишофита с твердым бишофитом и каменной солью показал очень хорошее плотное сцепление обоих минералов с материалом цементного камня.

Из приведенных экспериментальных данных следует:

• во избежание образования каверн и "защемленных" зон с недонасыщенным буровым раствором, бурение необходимо вести на растворе максимально возможной в полевых условиях концентрации раствора хлористого матия;

• для затворения матезиального цемента необходимо иметь раствор бишофита (хлористого магния) плотностью 1290-1310 кг/м3;

• при соблнэдении технологии приготовления матезиального цемента, поддержания максимально возможной концентрации раствора хлористого матия, никаких осложнений связанных с возникновением избыточных наружных давлений в пластах бишофита не будет,

• наиболее простым и менее трудоемким в приготовлении его на буровой являет« магнезиальный цемент-цемент Сореля, на основе чистого МдО. Необходимы добавга регулирующие сроки загустевания (схватывания), список которых достаточно обширен.

Глава 4 посвящена разработке технологии бурения и крепления технологически) скважин при строительстве подземных резервуаров для хранения природного газа 1 каменной соли на площади Россошинская, Волгоградское ПХГ.

Дано обоснование выбора конструкции скважин. Выбор диаметра эксплуатационно; (основной обсадной, последней цементируемой) колонны основывается на сроке размыв, (выщелачивания) и на режимах закачки и отбора природного газа в период эксплуатацш резервуара. Внутренний диаметр труб обсадной колонны, удовлетворяющий требования?, строительства и эксплуатации подземного хранилища природного газа с буфернып (устьевым) давлением 21,0 МПа составляет 220-230 мм. Обсадная колонна диаметрол 245 мм удовлетворяет этим требованиям.

Предлагается следующая конструкция. - шахтовое направление 0 630 мм -10 м. - удлиненное направление 0 530 мм - 70 м.; - ковдуктор 0 426 мм - 450 - 470 м.

Кондуктор позволит изолировать и разделить пресные и маломинерализованньк водоносные горизонты, связанные с песчаными и карбонатными меловыми отложениями.

Подробно обосновывается место установки башмака промежуточной колонны Показано, что зоны терригенных и хемогенных отложений должны вскрываться отдельно несмотря на совместимые условия бурения. Наличие в разрезе двух пластов бишофит; делает спуск промежуточной колонны в кровлю каменной соли необходимым Промежуточная колонна 0 324 мм призвана перекрыть водоносные горизонты, включа: триасовый на глубине 1000 м предназначенный для нагнетания рассола. Промежуточна: колонна будет нести еще одну важную функцию-защита от коррозии - предохранена основной обсадной колонны от воздействия техногенного, слабо концентрированного обогащенного кислородом, а значит наиболее агрессивного раствора хлористого натрия.

При раздельном вскрытии создаются благоприятные условия для использования оксицхлоридматиевого бурового раствора (разработка ПЕРМГТУ, Толкачев Г.М. и др., ОХМФБР, лицензия № 38 п-98/3330 от 08.12.1995 г.), предназначенного для всхрьпия пластов бииюфитз, предотвращающего его растворение во время бурения и соответственно кавернообразование.

Обоснована возможность изменения порядка буровых работ, т.е. перенос спуска основной обсадной колонны, вплоть до окончания всех буровых работ связанных не только с отбором керна, но и с расширением ствола скважины до диаметра 295,3 мм. После расширения всего ствола до диаметра 295,3 мм, в скважину спускается раздвижной расширитель и интервал нахождения твердого ангидритового пропластка ~ 1395-1405 м расширяется до диаметра 510 мм. Таким образом, бурение из под башмака промежуточной колонны, вплоть до полного вскрытия планируемой мощности солевого комплекса и проведения всех возможных буровых работ, осуществляется на оксццхлоридмагниевом буровом растворе без спуска основной обсадной колонны. Отказ от традиционного порядка, предотвращает вероятные растрескивание цементного камня за эксплуатационной колонной и нарушение герметичности при обычном ведении буровых работ.

Основная обсадная колонна, с учетом долговременности подобных подземных сооружений, проектируется исходя из требований предъявляемых к газовым скважинам, включая расчет на полное опорожнение и применение высокогерметичных резьбовых соединений. Интервал 0-1350 м перекрывается одним типоразмером высокогерметичных груб с увеличенной толщиной стенок. Цементирование осуществляется в один прием только магнезиальным цементом - цементом Сореля (на основе чистого МдО).

Рекомендуемый тампонажный раствор - цемент Сореля, должен приготавливаться в этециальной осреднительной емкости, с установленной непосредственно на емкости идромешалкой для затворения цемента, оборудованной "гребенкой" для подсоединения (грегатов, механическими и гидроперемешивателями, а также паропроводом либо другим

теплоносителем для поддержания температуры затворяемого тампонажного раствора н; уровне забойной. Подогрев обеспечит насыщение раствора при забойной температуре позволит поддерживать в растворе концентрацию хлористого магния. Весь объел тампонажного магнезиального раствора приготавливается одним разом в осреднительно! емкости.

Процесс закачки и продавки цементного раствора должен проводиться пр| определенном режиме. Ввиду большой разницы в плотностях бурового раствора 1380 кг/м (ОХМФБР) и тампонажного 1800 кг/м3 (цемент Сореля), возникает общеизвестная ситуаци: отрыва пачки цементного раствора при его закачке в скважину и образования пустотны карманов. Для предотвращения подобных явлений на устье скважины перед спуск» колонны устанавливается универсальный превентер. Процесс закачки с самого начал! осуществляется с противодавлением при малой производительности. Продавка цементной раствора, при выходе его из башмака колонны в затрубное пространство, осуществляете; при минимальной, не более 5-10 л/сек. производительности цементировочных агрегатов I целью наиболее полного вытеснения бурового раствора цементным. После заполнени! затрубного пространства (открытый ствол) и выхода цементного раствора в башма промежуточной колонны, превентер открывается и производительность агрегата увеличивается до оптимальной. Колонна цементируется до устья. В связи с некотора усадкой магнезиального цемента наблюдаемой при проведении экспериментов, возможна некоторое падение уровня цементного раствора сразу после окончания процесс цементирования. Регламентировать величину падения уровня практически невозможно, Н1 принимая во внимание, что столб цемента в затрубном пространстве между основно! обсадной колонной и промежуточной составляет только по металлу 1150 м, можно этаг явлением пренебречь.

На период полного затвердения цемента в затрубном пространстве, дл: компенсации наружного давления и равномерного его распределения в пластах вокру

ацементированной колонны, внутри колонны оставляется цементный стакан высотой 40 м. После ОЗЦ цементный стакан разбуривается объемным двигателем до глубины 345 м, колонна опрессовывается на расчетное давление. Оставшийся стакан и башмак скрываются тем же способом, цементное кольцо опрессовывается.

Основные выводы и рекомендации . Предложена схема процесса поведения каверны в пластах бишофита при

цементировании магнезиальным цементом. . Для экспериментального определения диапазона давлений развивающихся в замкнутых системах при растворении бишофита в воде и тампонажных растворах разработан стенд высокого давления.

Впервые установлено, что в замкнутой системе, в атмосферных условиях, при растворении бишофита в воде и в концентрированном растворе хлористого натрия происходит повышение давления на 30,0-32 МПа, независимо от величины первоначального давления создаваемого в системе. Повышение давления в замкнутой системе при растворении бишофита в концентрированном растворе хлористого матия (р = 1280 кг/м3), от первоначально созданного, составляет около 8,0 МПа. Проведенными в замкнутой системе опытами по исследованию магнезиальных цементов установлено, что процесс схватывания и затвердевания магнезиального цемента приводит к падению первоначально созданного давления. Следовательно, можно ожодатъ, что повышения давления в пластах бишофита, при креплении магнезиальным цементом не будет. Поэтому предложено применение цемента Сореля на основе активного МдО для цементирования обсадных колонн перекрывающих пласты бишофита в разрезах каменной соли.

При взаимодействии магнезиальных цементов с насыщенным раствором хлористого матия происходит загусгевание раствора бишофита вокруг цементного камня. Установлено, что это происходит за счет выхода из цементного камня продуктов

реакции - щцрооксидов магния и кальция. При возможности химической реакции с выделением оснований практически отпадает вопрос о кислотной коррозии.

6. Обоснована необходимость проведения всего комплекса буровых работ из под башмакг промежуточной колонны, с целью полного вскрытия полезной мощности будущего резервуара, без спуска основной обсадной колонны.

7. Исследования, выполненные в рамках диссертационной работы использованы при составлении Свода Правил (СП 34-106-98), и послужили основой для разработю* автором Группового рабочего проекта на строительство технологических скважин нг Россошинской площади (Волгоградское ПХГ).

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Горно-геологические условия и технические решения по устойчивости крепи в зоне залегания бишофита при бурении скважин (на примере Россошинской площад!-Волгоградского ПХГ)/Авилов В.И., Близнюков В.Ю., Серебряков И.С., и др. -М.,1996,-40 с -{Обзор, информ. /ИРЦ "Газпром". Сер. Теология и разведка газовых и газоконденсатньо месторождений).

2. Новеньков Ю.П., Близнюков В.Ю. Особенности взаимодействия бишофита с буровым!-растворами при бурении скважин на Россошинской площади (Волгоградского ПХГ) //Н"ГЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М. ВНИИОЭНГ.1998.-№ 7.-е. 16-20.

3. Близнюков В.Ю., Новеньков Ю.П. Особенноста взаимодействия бишофита с тампонажными растворами и обсадной колонной при креплении и эксплуатации скважиь на Россошинской площади (Волгоградского ПХГ) //НТЖ. Строительство нефтяных газовых скважин на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ,1998.-№8-9.-с.14-18.

4. Новеньков Ю.П., Близнюков В.Ю., Котов АВ. Разработка методики и исследована процесса взаимодействия бишофита с тампонажными растворами. //НТЖ

Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ,1998.-№ 8-9.-С.24-30.

5. Некоторые аспекты бурения и крепления скважин в отложениях каменной соли с пропластками бишофита. /Новеньков Ю.П., Котов А.В., Близнюков В.Ю., Серебряков И.С. //НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ, 1998.-№ 10.-с.19-21.

6. Стендовые испытания взаимодействия бишофита с различными типами жидкостей/Близнюков В.Ю., Серебряков И.С., Сухорукое Ю.А., Новеньков Ю.П., //НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ,1998.-№ 11.-С.14-17.

7. Близнюков В.Ю., Серебряков И.С., Новеньков Ю.П. Исследование поведения системы бишофит-растворы (на водной основе) в условиях повышенного давления. //НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ,1998.-№ 12. -с.10-12.

8. Новеньков Ю.П. Экспериментальные исследования по изучению системы магнезиальный цемент, бишофит, каменная соль. //НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на сушей на море. -М.: ВНИИОЭНГ, 1999.-№ 1-2.

9. Новеньков Ю.П., Близнюков В.Ю., Серебряков И.С., Самолаева Т.Н. Исследование поведения системы бишофит - тампонажный раствор в условиях повышенного давления. //НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ,1999.-№ 3.

10. Свод правил "Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки" СП 34-106-98. -М.: ИРЦОАО Газпром", 1999.

11. Заявка № 99106260 РФ / 20(006976), Применение цемента Сореля для цементирования обсадных колонн, перекрывающих пласты бишофита в разрезах каменной соли/ Новеньков Ю.П., Близнюков В Заявлено 31.03.99 г.