автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Тампонажные кольматирующие системы и технология их применения

МИНИСТЕРСТВО ЭКОЛОГИИ И ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН КАЗАХСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ (КАЗНИГРИ)

На правах рукописи

НУРГАЛИЕВ САЛАМАТ ТУЛЕУОВИЧ

ТАМПОНАЖНЫЕ КОЛЬМАТИРУЮЩИЕ СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Специальность 05.15.10 «Бурение скважин»

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель д.т.н., профессор Агзамов Ф.А.

Научный консультант К.Т.Н., с.н.с. Запорожец Л.С.

Уфа 1999

СОДЕРЖАНИЕ

Стр

ВВЕДЕНИЕ................................................................................................................................5

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ..................................................................................10

1.1. Анализ геолого-технических условий строительства скважин..........................................................................................................................................10

1.2. Методы и способы борьбы с поглощениями тампонажных растворов при цементировании скважин........................................................17

1.2.1. Понижение плотности тампонажяого раствора........................................17

1.2.1.1. Облегченные тампонажные растворы с добавками, имеющими повышенную водопотребность..................................................................................17

1.2.1.2. Тампонажные растворы с легкими добавками............................................23

1.2.2. Ступенчатое цементирование......................................................................................28

1.2.3. Обратное цементирование............................................................................................29

1.2.4. Предельный режим цементирования..................................................................30

1.2.5. Кольматация поглощающих пластов....................................................................31

1.3. Тампонажные материалы с кольматирующими свойствами....................................................................................32

1.4. Выводы по главе 1 и постановка задач исследования..........................37

2. РАЗРАБОТКА РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ, МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИССЛЕДОВАНИЙ, СЫРЬЕВЫЕ МАТЕРИАЛЫ............................................................ 39

2.1. Разработка рабочей гипотезы.......................................... 39

2.1.1. Влияние насыщенности кольматантом на проницаемость пористых сред............................................................. 39

2.1.2. Теоретическое определение времени кольматации и научные предпосылки к разработке рабочей гипотезы........................ 42

2.1.3. Научные предпосылки, разработка рабочей гипотезы............ 46

2.1.3.1. Требования к кольматанту.............................................. 47

2.1.3.2. Требования к вяжущему................................................. 48

2.1.3.3. Обоснование дезинтеграторной технологии изготовления тампонажных материалов с кольматирующими свойствами.................................................................. 51

2.1.3.4. Требования к тампонажному раствору и выбор реагентов-стабилизаторов фильтрационных свойств............................ 55

2.1.3.5. Требования к буферной жидкости с кольматирующими свойствами.................................................................. 58

2.2. Сырьевые материалы..................................................... 59

2.3. Стандартные методы исследований.................................. 59

2.4. Методы исследования кольматирующей способности тампонажных материалов................................................................................................61

2.5. Стендовое оборудование..................................................................................................65

2.6. Выводы по главе 2..................................................................................................................68

3. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТАМПОНАЖНЫХ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ........................ 69

3.1. Облегченные тампонажные кольматирующие..................... 69

3.1.1. Влияние дезинтеграторной обработки на свойства сырьевых и тампонажных материалов............................................... 69

3.1.2. Обоснование состава цементно-резиновой смеси и режима дезинтеграторной обработки........................................... 80

3.1.3. Свойства облегченных кольматирующих цементно-резиновых смесей........................................................................ 89

3.1.4. Облегченные кольматирующие тампонажные материалы с расширяющимися свойствами.......................................... 94

3.2. Облегченные кольматирующие тампонажные материалы с повышенной термостойкостью......................................... 96

3.2.1. Цементно-зольно-резиновые смеси................................... 96

3.2.2. Облегченные кольматирующие тампонажные материалы с добавкой саморассыпающегося шлака................................ 102

3.3. Тампонажные кольматирующие материалы на основе цементно-керамзитовой смеси......................................... 109

3.4. Утяжеленные тампонажные кольматирующие материалы...... 109

3.5. Выводы по главе 3........................................................ 113

4. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ СТАБИЛИЗАЦИИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ РАСТВОРОВ 114

4.1. Влияние дезинтеграторной обработки вяжущего и кольматанта на свойства тампонажного раствора................. 114

4.1.1. Исследование влияния дезинтеграторной обработки на седиментационную устойчивость тампонажного раствора....... 114

4.1.2. Влияние дезинтеграторной обработки тампонажного материала на фильтрационные свойства тампонажного раствора...................................................................... 117

4.2. Стабилизация фильтрационных свойств тампонажных кольматирующих растворов добавками дифильных полимеров.................................................................. 123

4.2.1. Влияние пластификатора С-3 на свойства кольматирующих тампонажных растворов................................................. 123

4.2.2. Влияние полиакриламида на фильтрационные свойства кольматирующих тампонажных растворов.......................... 127

4.2.2.1. Определение молекулярных масс полиакриламидов различных марок и оценка их эффективности..................................... 127

4.2.2.2. Исследование фильтрационных свойств тампонажных кольматирующих растворов добавками полиакриламида и пластификатора............................................................ 134

4.3. Исследование и разработка кольматирующих буферных жидкостей................................................................... 145

4.4. Выводы по главе 4....................................................... 154

5. ПРОИЗВОДСТВО И ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕ НИЕ

ТАМПОНАЖНЫХ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ

МАТЕРИАЛОВ........................................................... 156

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ................ 161

Список литературы..................................................... 163

Приложения............................................................... 173

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день освоение нефтегазового комплекса Казахстана является наиглавнейшей задачей в развитии его экономики. Одним из наиболее перспективных нефтегазодобывающих регионов является Прикаспийская впадина, характеризующаяся сложным геологическим строением, многообразием осложнений при проводке и креплении скважин. Наиболее характерным видом осложнений при строительстве скважин являются поглощения бурового и там-понажного растворов. Основными причинами этого является наличие пластов с аномально низкими давлениями и пластов, склонных к гидроразрыву, а также высокая естественная приемистость проницаемых горизонтов.

Так, в Актюбинской области на месторождениях Урихтау, Кожасай и др. продуктивные пласты представлены известняками при проницаемости от 0,1 до 2000 миллидарси и пористостью по керну 6...25%. На месторождениях Мангышлака Жетыбай, Узень и др. средняя открытая пористость пластов-коллекторов составляет 16...25% с проницаемостью 80... 400 миллидарси. Поскольку высокопроницаемые коллектора составляют до 70% интервала цементирования, то фильтрация жидкой фазы тампонажных растворов в этих случаях весьма значительна, и поэтому часто создаются аварийные ситуации при креплении скважин. Кроме того, часто в разрезе скважины одновременно встречаются поглощающие и проявляющие пласты. При цементировании обсадных колонн в таких условиях облегченным цементным раствором может произойти выброс, а при применении нормальных или утяжеленных тампонажных растворов - их поглощение. Несмотря на большой объем работ в области бурения и крепления скважин, ликвидация и предупреждение поглощений тампонажных растворов при строительстве скважин на нефть и газ до сих пор является одной из самых актуальных проблем. Анализ литературных данных показывает, что основная масса работ, посвященных рассматриваемой проблеме, направлена на решение, главным образом, задачи понижения плотности тампонажного раствора. Однако, как показывает практика, цементирование

скважин при наличии поглощающих пластов облегченными тампонажными растворами проблемы не решает, поглощения имеют место и порой они очень значительные. Одним из перспективных путей на этом направлении является использование кольматирующих систем, применяемых при креплении скважин.

Цель работы. Повышение качества цементирования обсадных колонн при наличии в разрезе скважины высокопроницаемых пластов обеспечением необходимой высоты подъема тампонажных растворов разработкой тампо-нажных систем с кольматирующими свойствами.

Задачи исследования

1. Разработка и исследование тампонажных материалов с кольматирующими свойствами, соответствующих современным условиям цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин.

2. Разработка и исследование методов стабилизации фильтрационных и кольматирующих свойств тампонажных кольматирующих растворов.

3. Разработка и исследование кольматирующих буферных жидкостей.

4. Разработка технологии приготовления и применения тампонажных кольматирующих материалов.

Научная новизна

1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность получения кольматирующих тампонажных растворов в широком интервале плотностей (1380...2050) кг/м3 на основе вяжущего и кольматанта.

2. Установлена возможность и целесообразность значительного улучшения седиментационной устойчивости, фильтрационных характеристик разработанных кольматирующих тампонажных систем при совместной дезинтегра-торной обработке компонентов дисперсной фазы, их взаимосвязи с режимом дезинтеграторной обработки.

3. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность управления фильтрационными характеристиками тампонажного раствора и его седиментационной устойчивостью использованием дифильных полимеров акрилового ряда в сочетании с пластификаторами.

4. Обоснована и экспериментально доказана возможность получения кольматирующих буферных жидкостей с регулируемой плотностью.

Практическая ценность

1. Разработаны требования к кольматирующим тампонажным системам в целом и к их составляющим.

2. Разработаны рецептуры облегченных, нормальной плотности и утяжеленных кольматирующих тампонажных материалов для температурного интервала 20.. .200 °С.

3. Обоснованы рациональные режимы дезинтеграторной активации нескольких видов кольматирующих тампонажных смесей, в т.ч. цементно-резиновых, цементно-зольно-резиновых, цементно-резиновых с добавкой керамзитовой пыли.

4. Обосновано рациональное сочетание реагентов - стабилизаторов фильтрационных свойств кольматирующих тампонажных растворов.

5. Разработана рецептура кольматирующей буферной жидкости.

Реализация работы в промышленности

1. Разработанные тампонажные растворы кольматирующих тампонажных смесей, технология их получения и применения апробирована при креплении скважин в Западном Казахстане.

2. Разработаны и утверждены нормативные документы на изготовление и применение облегченных кольматирующих тампонажных композиций: цементно-резиновых смесей (ЦРС), цементно-зольно-резиновых смесей (ЦЗРС), цементно-керамзито-резиновых смесей (ЦКРС).

3. В цехе сухих тампонажных смесей объединения "Актюбе-мунайгазгеология", выпущены промышленные партии ЦРС, ЦЗРС, ЦКРС каждая весом 60... 100 т. Всего выпущено 12500 т.

4. Промышленные испытания ЦРС, ЦЗРС, ЦКРС проведены на нефтега-зоразведочных площадях Елемес, Коксазды, Кожасай и месторождениях нефти и газа Карачаганак, Акжар, Жанажол, Имашевское Западного Казахстана.

Защищаемое положения

1. Обоснование целесообразности применения тампонажных кольма-тирующих растворов со специальными свойствами плотностью от 1380 до 2050 кг/м3, для температурного интервала 20.. .200° С.

2. Составы кольматирующих тампонажных расширяющихся и термостойких смесей и технологии стабилизации фильтрационных свойств растворов на их основе.

3. Технология получения и применения тампонажных кольматирующих смесей и растворов.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

1. Совещание по креплению скважин в осложненных условиях в Западно-Казахстанском нефтегазоносном регионе (г. Актюбинск, 1977 г.)

2. Всесоюзном совещание по повышению эффективности разведочного бурения Прикаспийской впадины (г. Гурьев, 1978 г.)

3. Научно-практической конференции, посвященной 65-летию геологической службы Казахстана (г. Алматы, 1994 г.)

4. Всероссийской научно-технической конференции / Проблемы нефтегазового комплекса России / (г. Уфа, 1995 г.)

5. Научно-тематической конференции аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 1995 г.)

6. Научно-технических советах КазНИГРИ, ПГО "Гурьевнефтегаз-геология", АО "Актюбемунайгазгеология'' (г. Атырау, г. Актюбинск, 1988, 1991, 1993, 1995 г.г.)

7. Республиканском совещании по энергетике и природным ресурсам (г. Алматы, 1994 г.)

Публикации. Результаты исследований, отражающие положения диссертационной работы, изложены в 9 печатных работах, в том числе в 1 изобретении.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, выводов, приложений, содержит 173 страниц машинописного текста, включая 28 рисунков, 60 таблиц. Список использованной литературы включает 99 наименований.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Анализ геолого-технических условий строительства скважин

Прикаспийская впадина по перспективам нефтегазоносности - второй после Западной Сибири регион в странах содружества. Здесь были значительно увеличены объемы глубокого геологоразведочного и эксплуатационного бурения. Глубины скважин достигают 4000...6000 м, а в перспективе 7000 м и более. Строительство таких скважин связано с целым рядом осложнений, характерной особенностью которых являются поглощения промывочных и тампо-нажных растворов, обусловленные наличием зон аномально низких (АНПД) и аномально высоких (АВПД) пластовых давлений, а также высокой проницаемостью карбонатных коллекторов. Особенности геологического строения месторождений создают серьезные трудности при цементировании скважин. Так, продуктивная толща на месторождениях Урихтау, Кожасай представлена из-

л

вестняками с проницаемостью 100...2000 мкм (миллидарси). Из-за повышенной фильтрации жидкой фазы тампонажных растворов в высокопроницаемых пластах возрастает сопротивление при продавке раствора, имеются случаи не-доподъема его до проектной высоты, оставления цементного раствора в колонне, т.е. создается аварийная ситуация в скважине. К примеру, на площадях Тортколь, Жанажол в отложениях, представленных трещиноватыми кавернозными известняками, поглощения наблюдались уже при плотности бурового раствора 1250 кг/м3. На скважинах Жангинская 22, Каратюбе 41 из-за поглощений имел место недоподъем тампонажного раствора на 1600 м, на скважинах Каратюбе 55 и Аккемир 31 - оставление цемента в колонне до 500 м и др.

Кроме того, некачественное цементирование скважин обусловлено также наличием пластов, склонных к гидроразрыву, которые чередуются с проявляющими горизонтами.

Исследованиями [9,31,36] установлено, что в Казахстанской части Прикаспийской впадины встречаются четыре основных типа коллекторов: поро-вый, порово-трещиноватый,трещиноватый и кавернозно-порово-трещиноватый. На полуострове Мангыстау, Устюрте и др. очень широко распространен порово-трещиноватый тип коллекторов, связанный со сцементированными обломочными породами, гравелитами, конгломератами и алевролитами. При бурении глубоких и сверхглубоких скважин на Мангыстау, Устюрте происходят интенсивные поглощения цементных и буровых растворов в этих коллекторах. На месторождениях Жетыбай, Узень и др. средняя открытая пористость пластов-коллекторов составляет от 16 до 25% и, как правило, уменьшается с глубиной. Проницаемость их колеблется в широком диапазоне от 80 до 400 миллидарси, поскольку высокопроницаемые коллектора составляют до 70% интервала цементирования и фильтрация тампонажных смесей в этих случаях особенно значительна [25,26]. Поглощения бурового и цементного растворов наблюдались при бурении глубоких и креплении разведочных скважин на Устюрте, на разведочных площадях Аксаульская, Арыстановская.

На Западно-Тепловском месторождении нефти и газа интервалы поглощения на всех разведочных скважинах находятся в подсолевых нижнепермских отложениях на глубинах ниже 2800 м (табл.1.1, 1.2). В табл. 1.1 приведены градиенты разрыва пластов Западно-Тепловского месторождения. При цементировании скважин на этих площадях для предупреждения поглощения применялся целый комплекс разнообразных методов, однако, они оказались малоэффективными.

Надо отметить, что поглощение бурового и тампонажного растворов встречается и в большинстве районов СНГ' и за рубежом. Основной причиной поглощения является превышение давления в скважине (Рс) над давлением поглощения (РПогл) или давлением гидрораз