автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Тампонажные материалы на магнезиальной основе для крепления скважин в соленосных отложениях

РГб ОА

у

и ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ЗДЗРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ

ушшшй госдарстшнньй нефтяной ■

ТЕХШ1ЧЕЖНЙ УШЕЕРСШЕТ

На правах рукописи

ТАНГАТАРОВ АЗАМАТ 5АРИТ0В11Ч

ТАШЖШЬЕ МАТЕРИАЛЫ НА ШЯЕЭШЫЮП ССНОЕЗ для гетшшил СКВАШ в соленосных ошшшх

05.15.10 - Бурение сяваздш

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических нэдк

М>А - 1994

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяник и газовых скважин Уфимского государственного нефтяного технического университета.

ШЧНШ РУКОВОДИШЬ:

ОШДОЛЫЙЕ ОППОНЕНТЫ:

доктор технических наук профессор СПИВАК А.И.

доктор технических наук-профессор КУЭЩОВА Т.В. кандидат технических ивук ЧЕЗГОВА.А.

Ведущее предприятие БаиНИПИнефть

Зашта состоится "21" итя 1994г. в 13.00 час. на заседании диссертационного совета Д 063.09.02 при Уфимском государственном пефшюи техническом университете по адресу: . 450062,.Республика Башкортостан, Уфа, Космонавтов,!.

С диссертацией мокко озкахогхитьоя в техническом архива Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 1994 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор физико-математических наук, профессор

Р.Н.Бахтизин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ."ДССЕРТАЦЙСНЖЙ РАБОТЫ

АКТУЛНЬНОСТЬ ЗАДАЧИ. Развитие нефтегазового комплекса страны неизбёыно связано с разработкой и вводоы в эксплуатация месторождений со все более словншн геолого-техническши условиями.Одной из самых серьезных проблем при этом является разведка и разработка месторождений в подеолевых отлижениях. Причем, перспективность г.аких месторождений весьма высока. Они встречаются в * Прикаспийской впадине, районах Урало-Поволжья, Янутии и г.д. Основной проблемой при разбурив аши подеолевых отложений является качественное заканчивание скважин. Проблема обусловлена несколькими факторами, среди которых следует выделить высокую растворимость солей, несолёстойкость промывочных жидкостей и реагентов, пластическое течение соленосньк пород и коррозионная активность

• солей по отношению к тадао:;ажда«у материалу. Определенную трудность создало и открытие нефтяных эалежей под толщей разрабатываемых калийно-титаковых месторождений солей,; которые, безусловно, должны надежно защищаться от увлажнения. Наиболее серьезной из указанных проблем язляется неустойчивость пород стенок сиважин з отложениях солей из-за шстивного проявления горного дпяеиия. Это приводит л серьезным осложнениям и авариям с обсадными колоннами, в частности, их смятию после перекрытия интервалов сужения. Несмотря на значительный объем экспериментальных и практических работ, проведенных в этом направлении, в настоящее время отсутствует эффективная технология проводки скважин в этих условиях.

Другой проблемой, возникающей при строительстве.скважин и соленосных отложениях, является коррозия таыпонажных матерчалов. Данная проблема наиболее остро стоит в отложениях битгофига -

• Экспериментальные исследования показываютчто камень из' лортле"д~ цемента при контакте с ШС1з. разрушается в точение нескольких

месяцев. Наиболее эффективны в этих условиях магнезиальные цементы, так как продукты твердения не подвержены магнезиальной коррозии, а камень обладает химическим сродством к перекрываемым породам. Однако, из-за низкой водостойкости и резкого ухудшения технологических свойств при повышенных температурах (таких, как сроки схватывания, прокачиваемость) эти вяжущие не получили широкого применения.

• ЦЕЛЬ РАБОТЫ состоит в повышении качества крепления скванин в соленосных о лояениях в условиях нормальных и повшенных темпе-.ратур путем использования тампонажных магнезиальных цементов, зат-вердеваодих с образованием водосслестойких соединений. ; ОШОВНШ ЗАДАЧИ РАБОТЫ: X. Теоретическое обоснование и разработка составов магнезиальных тампонажных материалов с добавкой креынеземсодержащих компонентов.

2. Исследование влияния технологических факторов на образование- водосолестойких гидросиликатов магния.

V 3. Исследование свойств разработают тампонажных материалов и' стойкости сформированного цементного камня в пресной воде и растворе

•4. Совершенствование технологии цементирования обсадных колонн в условиях активного проявления горного давления.

5. Подбор наиболее перспективных рецептур для крепления скважин в соленосных отложениях Прикаспийской впадины к Верхнекамского калийного месторождения".

6. Проведение опытно-промышленных испытаний разработанных рекомевдахдей.

?£10ДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ. Поставленные задачи решались путем проведения стандартных методов физико-ыеханкческих испытаний тгьмпо-наяных материалов, а также- - с помощью методов химической

- Б -

термодинамики, разработчик»Я для вяжущих. Изучение фазового состава проводилось с помощью РСА и ДГА. Упруго-эластичмые свойства цементного камня изучались на установках фирмы (Англия).

Исследования структурных характеристик проводилось с использевашем ратного поромера фирмы "Карло-Эрба" (Италия), растрового электронного микроскопа Т-20 фирмы Зе?1 (Япония).

НАУЧН1Я НОВИЗНА. Установлены условия кристаллизации различных видов гидросиликатов магния и их устойчивость в зависимости

от температуры. Обоснован выбор активных форм крешегэмсодержагцих

компонентов. Термодинамическими расчетами и экспериментальными

исследованиям показана возмоямость синтеза гидросиликатов магния

о

в присутствии ионов С1", ЭО^"".

Выявлена стадийность образования гидросиликатов магния в системе Н^О-- Н|С12-НдО , показано, что их появлении предшествует образование оксихлоридов магния. Установлено влияние отношения МдО/ 5"|0Д (И/5) на стойкость цементного кадия в средах

Н§СЦ, НдБО,.

Термодинамическими расчетами установлена повшенная устойчивость низкоосновных гидросиликатов магния (талые, сепиолит), по-сравнениго с высокоосновнъш.в пресной воде. Разработана технология цементирования обсадных*колош в условиях соляного тектогене-за с использованием магнезиально-крешеземистых композиций с повышенными пластичными свойствами.

ПРА1СЛ1ЧЕС1Ш1 ЦЕННОСТЬ. I. По просьбе ИГО "Актюбнефтегазгеоло-гия" совместно с АО КазНИГРИ была разработана программа и разовый технологический регламент на выпуск опытной партии машезиалыга-крешезешетой композиции.

2. Разработанный способ крепления прошел положительные испытания на екважше Елемес-7 ПРО "Лурьевнефтегаэгеология".

- б -

РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ. Работа выполнена в соответствии о письмом МинГео СССР от 24.03.88 № РС-П/43-1498 о необходимости привлечения научно-исследовательских и учебных институтов, ведущих изучение качества крепления скважин в условиях интенсивного проявления горного давления, а также в соответствии с рекомендациями научно-практического семинара-совещания "Научное исследование и технология проводки скважин в интервалах залегания пластичных соленосных пород" 21-23 июня 1988 г.

Результаты работы были использованы при креплении скважины $ 7 Елемес (ПГ0"1>рьевнефтегазгеология") в интервалах соленосных отложений. '

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на: Республиканской научно-технической конференции аспирантов и молодых ученых "Творческая молодежь Башкирии -ускорению научна-тёхничесн0"0 прогресса" (Уфа, 1988), Всесоюзной конференции шло дых ученых и специалистов, посвященной 70-летив ВЛКСМ "Строительство нефтяных и газовых скважин", (г.Москва, 1988), Республиканской конференции аспирантов и молодых ученых Башкирии "Вклад молодежи Башкирии в решение комплексных проблем нефти и газа " (Уфа, 1989), Краевой конференции молодое ученых и специалистов "Строительство нефтяных и газовых скважин" (г.Краснодрп), 1989), на координационной Совещании ГТУ "Прикаспийгеология" по целевой программе "Горное давление" (г.Актюбинск, 1990). Отдельные разделы диссертационной работы докладывались на заседании технического совета ГТУ "Прикаспийгеология", ПГО "Лктюбнефтегаз-геология", ПГО "Гурьевнефтегазгеолоиш".

ffi/БЖСАЦКИ ПО ТЕШ ДИССЕРТАЦИИ. Основное содержание диссор-тагрщ изложено в б печатных работах.

СТРУКТУРА И ОБЪЕМЫ РАБОТЫ. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций, списка литературы 79 наименований и трех приложений.

Работа изложена на 20? страницах и содержит 31 рисунков, 37 таблиц. В приложении приведена программа и разЛьнй технологический регламент на выпуск и испытание опытной партии магнезиально -кр еш J3 еь;ис го й коипо зиции, ак ты испытаний.

С0да?;ШШ РАБОТЫ. В первой главе дается анализ, состояния вопроса и сформулированы цели и задачи исследования.

Значительная часть нефтяных и газовнх месторождений, освао-ваемых в нас го яцее время, приурочены к лодсолевш и межсолевш отделениям. Осложнения в стволе скважины в. этих елочных геолого-тсхнических условиях происходят в результате растворения стенок скватошы, пластического течения солеюсных пород, коррозии обсадной колонны и цементного камня.

Разработкой солестойких ташонадакх материалов плодотворно занимались Л.И.Булатов, В.С.Данюшевский, В'.С;Бакшутов, Н.Х.Каримов, Ш.М.Рпхкыбаев, А.С.Береяной, В.И.БерезуцкиЯ, Ю.М.Бутт, Н.А.Иванова, Д.й.Новохат ский, Л.И.Рябова, В.М.Вязелщиков, В,14. Кравцов и ряд других авторов. В предложенных ими рецептурах таи-понакных растворов используют в качестве базового вяжущего портландцемент, ¡затворенный на нясщенннх растворах солся NaCI, I^CLa и■ ыодк^ицировашдй.'разлило,к добавками. Существенным ne,noc?avKon данных материалов является низкая стойкость к магнезиальной агр*с сии. В толе время, исследования В.В.Кивда и других авторов ¿оказывают, ч-х а случае .кггнезиалшой корроэьи более сго1:кш нлдяет-ся 1.'£>гнс.с;1альн:г/. цек;:н?, iu.'civniü, о,«.нага?, шшув родрс'юйкосп..

Вопросами получения водостойкого цемента на магнезиальной основе занимались В.41.Бочаров, Е.И.иедь, Е.Ф.Жаров, Н.И.Пивень, Б.Б.Адоыавичу-'е, Н.Л.Иванова, И.Н.Рог^чева, Е.В.Кондращенко, Г.М.Толкачев, А.Ы.Шилов, Л.Н.Долгих и др. В большинстве предлагаем1^ решений лежит модификации магнезиального цемента фосфат-содерйае,.;1Ш добавками. Однако предложенные составы разработаны и эффективны лишь при температурах до 50°С.

Высокую долговечность и стойкость в магнезиальных средах при повышенных температурах показали ташонгашые материалы с добавкой молотого силикатного компонента, твердеющие с образованием Еодосодестойких соединений - гидросиликатов магния. Для получения данных соединений наиболее перспективны магнезиально-крем-неземистые композиции (ИСК), получаемые.совместным или раздельным помолом (с последующим смешением в необходимых пропорциях магний-и крешозеысодержащих компонентов).,

- Вопросам крепления скважин, в условиях пластического течения горных пород посвяцены работы Б.В.Байдика, В.С.Войтонко, Г.А.Стрельца, Г А.Песляка, Л.Б.Измайлова, Л.А.Гайворонского и ряда других авторов, в которых рассмотрены причины смятия обсадных колонн и предложены варианты технологии крепления в этих условиях. Наиболее часто предлагалось применение усиления крепи за счет использования многослойных оболочек и повышения прочности труб. Данные решения эффективны лишь при.равномерном всестороннем течении пластичных пород. При неравномерном сужении ствола скважины возмокю нарушение устойчивости обсадной колонны и резкое снижение ее сопротивления смясиш. 3 то де время, в работах Еремеева Ю.Л., Леоно- . на Е.Г., Альсеитова Б.Д. рассматривались вопроси повышения качества крепи при нестационарном пяастачесном течении горних пород. Б частности, для повшения устойчивости крепи предлагается трансформировать иагруяение обсадной кс. .тонны' аз радиального н'?равно1.;?^;;ого

- § -

в радиальное равномерн е. В определенной степени эта задача может решаться с помощью тампонажных материалов при рациональном выборе свойств раствора (камня).

Во второй главе дается обоснование рабочей гипотезы. Возможность использования гидросиликатов магния (ГСШ в качестве соединений, формирующих в заколонном пространстве сквшхины долговечный и стойкий к воздействии агрессивных пластовых флюидов цементный камень, бияа установлена в исследованиях Ш.А.Агзаыова, Е.В.Кондра-щенко, Е.®.Жарова и других. Гидросиликаты магния способны выдерживать без изменения свойств высокие температуры.

Поскольку, для магнезиальное соединений основную опасность представляет коррозия в пресных водах, были рассчитаны Реакции взаимодействия гидросиликасэв магния с ионами водорода Н*. Результаты расчетов показали, что наибольшей устойчивостью в воде из известных гидросиликас в магния, существующих в природе и искусственно синтезируемых, обладают тальк, сешолит. Так же для всех гидросиликатов магния била расчигана минимально необходимая концентрация ионов М^ в поровой жидкости цементного камня для поддержания необходимой величины рН и обеспечения химического равновесия между жидкой и твердой фазами цементного камня и, следовательно, обеспечения устойчивости продуктов твердения.

Для обеспечения устойчивости "идросиликатов магния, необходимо, чтобы в поровой яздкости цементного камня имелось достаточное количество активных лонов магния, для поддержания необходимой величины рН и хи1.шческого равновесия между жидкой и твердой фазами цементного камня.

С п&й'ышением температуры вероятность образования гидроенлн-катов магния увеличивается, причем, как показали расчеты, наибольшая вероятность образования- гвдросиликатов магния в диапазоне • температур 5Э.-..£00°С достигается при отношениях И/5 1,5.

Как правило, ыагнезиально-кремнеземиетые композиции при ^ат-хюрешш пресной водой образуют малопрочный камень, особенна на ранних стадиях твердения. Это объясняется низкой растворимостью кремнеземистого компонента и низкой реакционной способное.ью оксида ыагиия. Проведенные эксперименты показали, что при нормальны'' температурах М^О более активно взаимодействует с аьюрфизирован-1шм видом кремнезема, чем с кристаллически. Активация поверхности кристаллического кремнезема так же повышает его активность в реак-1411ЯХ с М^.0 , особенно на ранних стадиях твердения. Это дает основание предполагать эффективность дезинтеграторной технологии при получении ИСК. Усилению взаимодействия оксида магния с кремнеземом способствует так же и повышение температуры.

Вероятность получения тех или Иных форм гидросилпкатов магния при различных температурах была оценена с помощью термодинамических расчетов. При этом были изучены реакции кристаллизации различных гвдросиликатов магния с расчетом равновесных значений рН для

- ■ 4*

реакций кристаллизации как в присутствии ионов С1 и 50^ , так и без них с различными видами кремнезема. Учет активности кремне-зенсодержащего компонента проводился по тому, как он участвует в реакции: в первом случае кремнезем'участвовал в виде твердого йО» , во втором*случае - в растворенном виде.

Показано, что при синтезе гидросиликатов магния более предпочтительно образование низкоосновных гидросиликатов, т.к. их равновесное состояние достигается при меньших значениях рН. Присутствие в реакциях ионов С1~ и 50<, не изменяет общей картины. Кристаллизация любых форм гидросилпкатов магния из раствора более предпочтительна, немели при участии в реакциях силикатного компонента в шщс кристаллической , когда активная поверхность частиц

иг[.ае(; роль подлоги»!, на которой начинается акт химического взаи-

модействия. Проведенные расчеты позволили рекомендовать для получения магнезиально-кремнезешстых композиций аморфные модификации кремнезема. В качестве последних были изучены: горелая порода (глиеж) г.Кумертау, зола-унос Актюбинской ТЭЦ., а такие новая минеральная добавка-минросилика, являющаяся побочным продуктом металлургического производства. Кроме того, использовался кварцевый; песок, прошедший предварительную дезинтеграторцую обработку. В качестве магнезиального компонента в вяяущем использовался порошок магнезиальный каустический марки 75 (ПШ 75), ГОСТ 1216-87.

Исследование кинетики процессов твердения кагнез.иально-кремнеземистых композит«! в растворе t^CL» позволило выявить стадий-.ность в образовании гидросиликатов магния. Установлено, что при различных отношениях M/S на начальных стадиях твердения образуется промежуточная метастабильная фаза - оксихлорид магния состава зМ^О'М^СЦчзНгО . Это обусловлено тем, что растворимость и скорость подвода з раствор значительно превосходит эти же показатели для $¡0»,.

Процесс фазовых превращений представляется следующим образом: MjO+Siö* +Н$СЦ * !у}-<- ff MjO-MjCU-eiyj + HjO +Si(uü)<,+i^cii —

-r iMjO-iSiOi-elUO + Mj(0H)a H^CLa.

При больших.соотнопениях H/S конечные продукты твердеш*я образуются через болшее количество промер точных метастабилм-mx фаз. Причем, поскольку 'каздал новая фаза возникает а условиях ыеныяого переенцения, чем предыдущая, /о существенно уксньааетсг и количество возникающих продуктов твердения и количество контактов срастания кезду 'мши. 3 результате этого }анк*:нал про^юсч. кшн» долзна содзапьск При низких значениях. И/S < 0,5 сбраговшке коночных продуктов происходив '-'сред иенывес количество стад;«. Проверенные сзспсрженти подтз^едуз! высказанные теорегки&кпе пред-noctvua; i; в дальна:'п;с:.! -Згли \1г~а:;.о1ванг. при резребегк? сзг.?".оз

Л uV.

Результаты исследований различных авторов к анализ промысловых данных о конфигурации открытых стволов скважин и характера нарус'ния обсадных колонн.позволяет предположить, что в реальных скзсгсинных условиях,при неравномерном затекании каверн,наиболее вероятным является с,постороннее механическое нагрукение труб горным давлением. Б работах Еремеева Ю.А., Леонова Е.Г. и других авторов показано, что наиболее критическим моментом,с позиций предотвращения смятия обсадной трубы пластическими породами при одностороннем давлении, является с луча"', когда угол охвата текгчей.. породой обсадной трубы достигает величины - 50°. При большем угле охвата' о/ 'остороннее плоскорадаально е давление моает переходить в равкжерное. В зацементированном интервале данному переходу препятствует цементный комек^, чепез которой на колонну передается одлостороннее давление пластичной породы. При заполнении за-трубного пространств в.интервале пластичных пород малопрочным, но высокопластичным материалом повышается вероятность перехода одностороннего механического давления в равномерное сжатие (обжатие).

В этой связи,, перспективной может оказаться технология цементирования, включающая создание на участке горной породы, склонной к течении, "податливой" оболочки, способной компенсировать неравномерность зарастания каверн и переводить тем.самым механическое давление на обсадную колонну в равномерное гидравлическое. Эту роль махет выполнять тамлонатный материал с-.необходимыми. физико-механическими свойствами. На время выравнивания гидравлического давления в зарастащей каверне и релаксации напряжений в массиве горной породы,- внутри обсадной колонны устанавливается цементный пост. Исходя из этого, обоснованы требования к таь'лонажнш материалам и их свойствам для создания "податливой оболочки", основными из которых являются: ..

- максимально возможное химическое сродство тампонадаого материала и горных пород;

- соответствие друг другу темпа структурой бр&зовашя И времени восстановления упругого равновесия, в стволе скважины, олоиеншй

"пластичными породами;

- образование высокопрочного коррозионностойкого цементного камня теле равномерного всестороннего охвата крепи сквадшш текучей породой; ■„•'...

- при высоких прочностных показателях одновременно обладать эластичными свойствами.

Третьи глава посвящена лабораторным исследованиям составов магнезиально-кремнеземистых композиций.

С целью изучения процессов Газообразования магнезиально кремнеземистых композиций исследовался состав продуктов твердения через I ; 6 ; 48 часов твердения при температурах 1С0°С, 12С°С. 150°С. В качестве кремнезеысодерлащих компонентов использовались .

О О

кварцезый песок $и = 716,3 ¡/"/кг и зола-унос $и = 679,7 и'/кг, Соотношение'М/5 бралось -равным 1,5, определенным из расчета получения одного из стабильных-гидросиликатов магния - серпентина. Жидкостью затворения сдурила пресная вода и насыщенный раствор хлористого магния ( /-у!, - 1320 кг/м3).

Данные рентгеноструктурного анализа показали, что .при затво-рении водой уме к 6 часам вццержки активный оксид магния связывается в гидросиликат магтй и к сорока восьми часам твердения при температуре ТЛ20°С, независимо от вида кремнезема, преобладающей фазой явллэтея серпентин Нг и тал; к М^Н , а такие непрореагирсв^вшая И^О . При енщее-нии температуры твердения до ЮЗ°С лреоблауащей фазоИ пвцг.ется сепислит . При тем-

пературе- л ниже возрастает роль вила крс*ынезсксо«орказ|его

компонента. Денные FCA показали присутствие сепиолита уже к первому часу твердения у составов с золой-унос.

При исследовании кинетики твердения использовались данные ДТА, с помощью которых расчитывалось содержание различных продуктов по данным потерь веса в температурных интервалах, в которых наблвдаются эвдоэффекты того или иного минерала. Результаты расчетов, часть из которых приведена в таблЛ, показывают, что как при температуре 100°С, так и при 150°С, основной фазой в первые часы твердения является оксихлорид ма.тая состава 5М^0-М}СЦчгН40. К 43 часам твердения заметно процентное увеличение доли сепиолита и уменьшение количества М^(0Н)а , что подтверждает предположение о стадийности в образовании гидросилпкатов магния.

Результаты исследование деформационных характеристик различных составов ЖК, приведенные в табл.2, показали, что некоторые из них удовлетворяют требованиям, предъявляемым к материалам, рекомендованных к использованию з предлагаемой технологии крепления высокопластичных пород. В частности, это относится к составам I и 3 С M/S =.0,5), имеющих значительные дефортши при небольшой нагрузке. С увеличением И/S до 1,5 пластичные характеристики камня резко ухудшаются. Это объясняется тем, что при увеличении M/S происходит изменение характеристики порового пространства, т.е. перераспределение пор по размерам. Данные рту«ной порометрии, приведенные в табл.3, показывают, что д"я всех составов с отношением M/S =0,5 основной объем пор распределен в интервале радиусов 5500...1700 А, в то время, как для составов с M/S =1,5 он

о

распределен в интервале радиусов от 1600...3000 до 150...250 А. Результаты электронных микроскопии последних показывают наличие мелкокристаллических частиц сепиолита с больсим-числом контактов срастания.

Таблица I

Кинетика гидратации магнезиально -кр ешез они с той композиции с M/S =1, при температурах 100 и 150°С

Температуры. ICH 9 t Ол ¡Срок вы~ 'дерзки, т ! час t ! ■Изменение массы в интервалах температур,£ ¡Расчетное количество продуктов синтеза до интервала!! ! температур, % 1160...1270...!380...!435...!520... ¡180°С {290°С ,390°С ,450°С !530°С

!160... ,180°С ! Г270... ,230°С 5380... ,390°С ! • !435... ,450°С ? !520.. j 539°С * ! Общие [П.П.П. 1

2 18,4 21,3 25,7 . 31,6 36,0 36,0. 31 8 12,1 16,4 .12,1

юо°с 8 14,5 19,4 25,0 30,6 36,2 36,2 40 ■ 10,7 15,4 15,4 15,4

48 13,3 17,8 25,0 30,3 34,9 34,9 38,1 МО 20,6 12,3 13,1

2 16,2 20,6 28,7 33,7. 39,6 39,6 40,91 II,II 20 12,63 15

1= I50°G 8 10,6 15 21,2 26,1 31,2 31,2 35 14,10 20 16. 16

48 II 16,2 23,7 28,1 31,1 31,1. 35 16.7 24,1 14 9,65

Примечание: использовалась ¿1$ 0 Сх.ч.) и |.-SiOa . Еидкость загворения - раствор MjCIg, j> =1320 кг/м2

Таблица 2

Физико-I* ханические характеристики машезиально-крешеземистой композиции

Составы

¡Максимальные нал-'-ряжения. «Да

"при раз-»рушении

упругой

1 Линейное изменение образна (При разрушении !в упругой облас.

? Модуль упругое- !Коэффициент ^ти, Ша (Пуассона

деформа- )гопереч.!продольн.!попереч.!продольн.!при раз-!в упру- !при ! уп-щш _л л а I а рушении, гои об- раз- ругой

(«Ю"4.! {'хЮ^у гЮ^^х Ю-4!, власти, !руше-!облас

Ее х 10"

? Е

А НИИ „ хЮ !

те

I

!

8

! 10 ! II

о»

I

1. М#гл =0,5 4,415

2. =1,5 12,3

3. М/Ээ» =0,5 4,217

4. М/5н =1,5 15,61

5. М/вьц, =0,5 6,377

6. МЛ«, =1,5 10,89

1,47

4.1 .1,4

5.2 2,125 3,63

■о

33,125 55,3 26,0 ' 35,33 20,75 4 18,7

7,95

4,814'

9,545

5,27

1,787

1,924

1,7 22,7 13,0 8,0 3,60 3,50

0,853

0,98

2,935

1,085

0,467

0,487

0,133

0,22

0,1бг

0,442

0,31

0,58

0,865

0,181

0,108

0,65

0,59

1,040

0,24 0,47 ;

0,087 0,044

0,37 .0,23

0,15 0,136

0,086 0,1297

0,103 6,139

ГП ЗУ

- отношение магнезиального компонента к кремнеземистому

- горелая порода

- зола-унос

Таблица 3

Параметры поровой структуры образцов магнезиально-крешеземистой композиции

• Г)? \ п/п,

Состав

1 ¡ ./с Юбщая по - ! Истинная! Объемна-' ! Количество пор v ристосгь, плот- плот- в интервале ! % !шсть, !ность, ! r r <*

!

]КГ,'.13 ¡кг/к3

!

1. ПШ 75 + горелая порода

2. ПМК 75 + горелая порода

3. ПШ 75 + зола-унос ТЭЦ

4. ПШ 75 + зола-унос ТЭЦ

5. ШК 75 +

¿-кварц

0,5 8,7 1870 1710 55000.. .1000-01$ '

1,5 17,97 1930 1580 3QOO.. .250Д-89 '

0,5 10,74 1790 1600 6000...1700-75 %

1,5 11,67 I9IQ 1690 2000.. .I00A-97 .'

1,5 8,89 . 1940 1770 1600.. Л50А-89 1,

Примечание: жидкость затворения-насыцеиный раствор MjCL* , тв:,р ■дение.в среде. М^СЦ ( ^ - 1320 кг/м3) .

Лабораторными исследованиши была подтверждена возможности использования хлористого аммония в качестве регулятора в систене MjO-SiOj-HjO , способствующего набору -прочности в ранние сроки твердения. При этом прочность цементного намнл на иыиб колеблется в пределах 3,4.,..8,76 Ша при концентрации NH^CL 3...'.",' и M/S =0,5..Л. В продуктах твердения присутствуют гвдрос!ШШ£т? магния. Причем, если при отношениях M/Si I-прсобладарт.еЛ ф-ю-..."; квляотск гвдросилщкгял дагичя со. слоисго-чадуйчагой с'»рук-£дл>", то с угс.;ичен:;.:и гснок-псти а продуктах теерд.-ниг присугстау.--: riV'ï'^cir.-;:ï;l;: l^-^ümi: гсрпснтано, а -г-ш;,.;С: ¡-¡v.r.'vv:

ли б руста. Вьщержка образцов в пресной воде в течение 4-х лет показала их хорошую г -достойкость.

Четвертая- глава посвящена оптимизации рецептур разработанных тампонажньяс материалов для крепления скважин в Прикас лийской впадине и Пермском Прикамье, а также приведены результаты испытаний разработанных составов, технология изготовления и применения там-понаглой кагнезиально-крешеземистой композиции, дается разработка-техно лот: крепления и приводятся результаты апробации и промысловых испытаний результатов работы.

Характеристики тампонажного раствора и камня на основе магне--. эиадьно-кремнезешеюй композиции приводятся в табл.4, из которой .'йидно, что предлагаемые рецептуры тамлонажннх материалов удовлетворяют требованиям ГОСТ и могут рекомендоваться для практического применения. Причем, использование активных форм кремнезема способствует равномерному линейному расширению, стабильному росту проч' »ости.

При подборе рецептур для Прикаспия решалась-задача получения таыпонажных растворов плотностью 1600...2200 кг/м3, работающих при температурах выше 70°С, При этом, особое внимание отводилось регулированию сроков загустевания. В качестве замедлителя была использована композиция нитрилотриметилфосфоновой" кислоты (НЕБ) с борной кислотой НаЮа в соотношении 1/10. Кроме химических добавок регулирование загустевания креынеземсодержащих тамданадаых растворов проводилось за счет подбора удельной поверхности кремнеземистого компонента, а также замены 'части, ачорфизированного кремнезема, на кристаллическую; В качестве утяжеляющей добавки использовалась хроматная руда.АЗХС,„в.качестве облегчающей - "ыикросилика". Технологические показатели разработанных, составов приведены в табл.5. "Затвердевший камень на основе,всех составов характеризуется низкими значешт«! проницаемости,; высокой прочностью на изгиб к хороший сцеплением с металлом. Для этих составов разработана технология

Таблица 4

Технологические показатели ташонааного раствора на основе магнезиально-крешезешстой композиции.

Состаз и/5 Ж/Т Плотность •раство- 1г/ы3 Водо-отде- Сроки схваты- Среда твердения Прочность на нагиб, мПа, через

2 сут. 7 сут. 28 сут

начало конец

Ш.К 75 х зала-унос ТЭЦ 0.5 0,7 1700 0,4 6-15 7-10 М3С12 3,7 4,2 5,8

Н?504 4,1 6,7 4,8

ПИК 75 + "микросилика" I 1630 "'.. о 7-30 8-20 п\сЧ 3,9 3,5 4,0

М?204 1,8 8,0 8,0

1Ш 75 + «ИЛИС.ПЭСОК 0,5 0,5 1967 о. 5-00 6-25 тг 4,8 ' 2,9 2,9

Н'}«04. 2,1 2,8 6,8

их промышленного применения и разработаны соответствующие нормативные документы.

Таблица 5

Технологические параметры рекомендуемых тампонажных растворов

¡Состав,!® по массе ! Добавка !Плот-!Расте-!Во- !Сроки загус-

,,/..--;-,-г--замедли- ность кае- до- тевания при

1,/птш!>-8ГО»!Хро-!Мик- ! теля, % !раст-!мость,!от- !Т=75аС и

75 „ _„., мате ро- -вора, см .де- Р=30 мПа,

с ... мат^ ро-

! !ная !си- ! 1ШШ.Ю ' >.,з!

«V» руда лика э 3 кг/ы

! ! ! ! ! I ! !

!ле- !час-мин (Ц6'¡Начало! Конец

1 20 40 60

2 20 40 60

3 42 42

4 40 40

0,3 I 2200 17 0,2 1-25 1-30

- 0,5 5 2180 19 0,3 2-40 2-50

16 0,5 5 1600 ' 20 0 ' 1-00 1-05

20 I 5 1610 2; 0 1-15 1-20

Промысловые испытания способа крепления проводились ПГ0 "Гурь-еинефтегазгеология" республики Казахстан на скважине Елемес-7 и подтвердили аффективноеть предлагаемого способа.'После спуска обсадной кдлошш был проведен ее цементам с таким расчетом, чтобы в интервале -текучей породы находился высокопластичный, материал, а интервалы выше и ниже текучей породы были надкшо герметизированы, Внутри обсадной колонны был установлен цементный моет из цемению-баритоБой смеси. Предложенная технология позволила успешно закрешт, данный интервал и продолжить углубление скважины.

- 21 -ОСГОВШЕ ВЫВОДЫ

1. Анализ факторов» приводящих и ухудшению свойств камни в заколонном пространстве при контакте с солями, позволяет закля-

.чить, что наиболее голно условиям формирования крепи скважины в условиях солевой агрессии удовлетворяют магнезиально-нремнезе-ыистыо композиции, затворяемые нонтэнтрированными растворами хлорида магния и твердещиа с образованием гидросиликатов «агння.

2. Терыоданамичесдиш расчетами определены условия синтеза гидросиликатов магния в экспериментально доказана возможность протекания этих процессов. Определены значения рН среды, необходимые для синтеза гидросилшсатов магния.

3. Определены условия проявления гидросилшштами магния высоких структурообразующих свойств для получения материала с требуеыдаи изоляционными свойствами. Установлено, что при затво-решш магнезиально-кремнеэемистых композиций насыценнши растворами М^С1г процессу образования гздросилнкатсв магния предшествует образование метастабильных оксихлоридов магния. При этом, чем больше число фазовых переходов, на которое влияет отношение И/Б . тем низе конечные физико-химические свойства цементного камня.

4. Установлена эффективность аморфлзированного кремнезема

в качестве добавка к магнезиальному цементу для получения камни, представленного гидросиликатаки магния. Обоснованы виды кремнеземистого компонента (горелая порода, зола-укос ТЗЦ, "»якроеллшга" 5, Обоснован и экспериментально установлен (на уровне патента) состав иагн^зиальио-крекнсззмистой кошезшош, способного твердеть в воде с с-Зрааовашем высокопрочного водостойкого цеялонтнэго км;--

о. П.к-,ду'.г.'.г»г1 попп. сн:«- лиг

^ ч1;. г,г с-. е ::;<е1> ¡г!,:: ■лче"у"но хр^ия^е-

ыистых композиций, заключающийся в с&яадаании избытка оксида магния на ранних стадиях твердения в звдраешшкат магния, достигаемом при M/S 4 1.

С, Установлена возможность форшрогашш крепи скважины, атшщая степень риска смятия обсадной ¡колонны в условиях активного проявления горного давления. Предложена технология крепления, позволяющая исключать отрицательные последствия," вызванные проявлением текучести солевой порода, я проведены es промышленные испытания.

ОСНОВНЫЕ П0Л0ШШ даССЕРТА1^Ш ;ШЕШ1К0ВА11Ы В СЛЕДУО^К РАБОТАХ

1. Тангатаров А.Ф., ТишинЛ.Ю., Васильев В.В. Применение магнезиально-кремнезешстых тампонажша хаатериалов ¿ля крепления высокотемпературных интервалов, содержащих агрессивные газы. / / Творческая молодежь Башкирии - ускоренно научно-технического прогресса: Тез, докл. научно-тези».кои$. - Зфа, 1988.. С.Г7.

2. Тангатаров А.Ф., Васильев В.В. Разработка ыагнезиадьно-ьвемнезеыистых тампонажных материалов для крепления высокотем- . перауурных скваадн. / / Строительство нефтяных и газовых скважин: Тез. доел. Всесоюэн. научно-техн. молодых ученых. - U-, 1988. -G.37. ■ ' •' ; .; . V -

3. Тангатаров A.S., Иургалеев А.Р. Исследование влияния цементного кольца в затрубном пространстве „кважины на увеличение несущей способности обсадаых колонн в условиях течения пластичных пород. / / Вклад молодежи Башкирии в решение комплексных проблем нефти н газа: Тез., докл. научно-техн. конф. Уфа, 1989, -СД9. '

4. Тангатаров Альсеитов Б.Д. Исследование .лияния свойств цементного камня на надежность крепления сквашш ъ соле-

вых отложениях: / / Строительство нефтяных и газовых скважин: Тез.докл. Краевой научно-техн. конй. молодых ученых и специалистов, Краснодар, 1989.

5. Тангатаров A.S., Давидам B.Ii. Исследование магнезиальных вялфщгос. / / Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Меж-вуэ. сб. научн. тр. - Уфа, 1990, - С. I08-II2.

6. A.C. I78I4I4, U. Кл.5 E2I8 33/138. Тампоноттай раствор/ А.Ф.Тангатароз, Ш.Д.Агзаиов, Н.Х.Каримов, В.В.Васильев (СССР). -4794200/03/022159/, Заявлено 21.02.90. Опубл. 15.12.92.

Бил. 46, С. 128. •

Соискатель Д.Ф.Тангатаров

Подписано к,печати 16 05.94. Заказ 398. Тираж 100 экз.

Ротащяшт Уфимского государственного нефтяного технического университета

4500С-2, г. Уфа, ул. Космонавтов, I

ВВЕДЕНИЕ.

I. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Проблемы крепления в соленосных отложениях.

1.2. Существующие технологии крепления скважин в соленосных отложениях.

1.3. Тампонажные материалы, применяемые для крепления скважин в соленосных отложениях.

1.4. Анализ состояния вопроса и постановка задач исследования.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1.

П. ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ И МЕТОДИКИ

ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Методика проведения экспериментов.

2.1.1. Методика определения физико-химических 55 свойств цементного раствора-камня при различных условиях

2.1.2. Исследование фазового состава продуктов твердения и структурных характеристик цементного камня.

2.1.3. Термодинамический1 метод исследований.

2.1.4. Исследование кинетики фазовых превращений.

2.1.5. Методика исследования коррозионной устойчивости тампонажного камня.

2.2. Обоснование рабочей гипотезы.

2.2.1. Свойства гидросиликатов магния и возможность их получения.

2.2.2. Свойства индивидуальных фаз в системе MjQ-SiOjt-HaO

2.2.3. Влияние свойств и добавок-регуляторов на процесс евязывания MjO в гидросиликат магния.

2.2.4. Особенности фазообразования в магнезиально-кремнеземистых композициях

2.2.5. Особенности структурообразования магне-зиально-кремнеземистых цементов. 79\

2.3. Термодинамическая оценка образования и стойкости гидросиликатов магния.

2.3.1. Стойкость гидросиликатов магния в различных средах.

2.3.2. Термодинамика реакций образования гидросиликатов магния.

2.3.2.1. Образование гидросиликатов магния при повышенных температурах.

2.3.2.2. Влияние температуры и соотношения исходных компонентов на вероятность образования гидросиликатов магния.

2.3.2.3. Синтез гидросиликатов магния в нормальных условиях.

2.4. Обоснование выбрра сырьевых компонентов.

2.5. Требования к технологии крепления скважин в соленосных отложениях и обоснование технологии.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ П. ПО

Ш. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ;. III

3.1. Исследование кинетики гидратации и фазообразования магнезиально-кремнеземистой композиции в гидротермальных условиях. III

3.2. Влияние температуры и отношения M/S на фазообразование и физико-механические характеристики

3.3. Исследование упругих физико- механических и структурных характеристик.

3.4. Исследование водостойкости магнезиально-кремнеземистых композиций.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ Ш.

1У. ОПТИМИЗАЦИЯ СОСТАВА ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА И ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ.

4.1. Оптимизация состава для различных условий.

4.1.1. Магнезиально-кремнеземистые композиции для Пермского Прикамья.

4.1.2. Магнезиально-кремнеземистые композиции для цементирования обсадных колонн в Прикаспийской впадине

4.2. Длительные испытания стойкости разработанных материалов.

4.3. Технология изготовления и применения тампо-нажного материала на основе магнезиально-кремнеземистой композиции.

4.4. Разработка технологии крепления.

4.5. Апробация и промысловые испытания результатов работы.

Актуальность проблемы. Развитие и совершенствование топливно-энергетической базы была и остается важнейшей государственной задачей. В последние годы ситуация с топливом на мировом рынке резко изменилась.

В этой связи, актуальным является развитие нефтегазового комплекса, связанное с разработкой новых месторождений. Такими являются месторождения Прикаспийской впадины, которое по перспективам нефтегазоносности занимает второе место после Западной Сибири. Большинство открытых здесь месторождений относят к подсо-левым палеозойским отложениям, глубина залегания которых достигает 3000 м и более и характеризуется высокими пластовыми температурами и давлениями и агрессивностью солей.

Сильное коррозионное воздействие растворов соляных пород на цементный камень и колонну обсадных труб снижает устойчивость обсадных колонн, спущенных для перекрытия соленосных отложений. В местах наибольшей коррозии происходят разрывы обсадных колонн, что приводит к серьезным последствиям. Высокие температуры в сочетании с проявлениями соляного тектогенеза приводят к изменению напряженно-деформированного состояния соляного массива, что является причиной смятия обсадных колонн.

Таким образом, освоение и разработка подсолевых месторождений требует решения комплекса задач по обеспечению качественного крепления на период эксплуатации и существования скважины. Одним из путей решения данной проблемы видится в применении новых технологий цементирования наряду с использованием специальных видов цементов, которое в купе позволяло бы получать надежную и долговечную крепь скважины. б.

Созданием специальных видов тампонажных цементов в России и в бывшем Союзе занималось ряд крупных научно-исследовательских институтов, в которых можно вьщелить работы А.И.Булатова, Д.Ф.Но-вохатского, З.С.Данюшевского, В.С.Бакшутова, Н.Х.Каримова: А.С.Бережного, Н.А.Ивановой, В.М.Кравцова, Л.И.Рябовой, Г.М.Толкачева, Ш.М.Рахимбаева и др.

Однако, несмотря на то, что имеется целый ряд специальных тампонажных цементов, они неполностью удовлетворяют условиям крепления в отложениях калийно-магниевых солей. Для этих условий как при низких положительных температурах, так и при повышенных температурах целесообразно использовать магнезиальные цементы, так как они затворяются на растворах хлоридов магния и продукты твердения не подвержены магнезиальной коррозии, а камень обладает химическим сродством к перекрываемым солевым отложениям.

Однако, из-за низкой водостойкости и резкого ухудшения технологических свойств при повышенных температурах (таких, как сроки загустевания, прокачиваемость) эти вяжущие не получили широкого применения.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ состоит в повышении качества крепления соленос-ных отложений в условиях нормальных и повышенных температур путем использования тампонажных магнезиальных цементов, затвердевающих с образованием водо-солестойких соединений.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ РАБОТЫ: I. Теоретическое обоснование и разработка составов магнезиальных тампонажных материалов с добавкой кремнеземсодержащих компонентов.

2. Исследование влияния технологических факторов на образование водосолестойких гидросиликатов магния,

3. Исследование основных свойств разработанных тампонажных материалов и стойкости сформированного цементного камня в пресной воде и в растворе М^СЦ .

4. Подбор наиболее перспективных рецептур для крепления скважин в соленосных отложениях Прикаспийской впадины и Верхнекамского калийного месторождения.

5. Проведение опытно-промышленных испытаний разработанных рекомендаций.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА. Установлены условия кристаллизации различных видов гидросиликатов магния и их устойчивость в зависимости от температуры. Обоснован выбор активных форм кремнеземсодержащих компонентов. Термодинамическими расчетами и экспериментальными исследованиями показана возможность синтеза гидросиликатов магния

- 2в присутствии ионов CI , SO^ .

Выявлена стадийность образования гидросиликатов магния в системе MjO-$iOa-MjCL-r HÄ0 , показано, что их появлению предшествует образование оксихлоридов магния. Установлено влияние отношения M^O/SiO* (M/S) на стойкость цементного камня в средах

ItyCLa, MjSO«.

Термодинамическими расчетами установлена повышенная устойчивость низкоосновных гидросиликатов магния (тальк, сепиолит) по-сравнению с высокоосновными в пресной воде. Разработана технология цементирования обсадных колонн в условиях: солевого тектогене-за с использованием магнезиально-кремнеземистых композиций (ШК) с повышенными пластичными свойствами.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ. I. По просьбе ПГО "Актюбнефтегазгео-логия" совместно с АО КазНИГРИ была разработана программа и разовый технологический регламент на выпуск опытной партии магнезиально -кремнеземистой композиции.

2. Разработанный способ крепления прошел положительные испытания на скважине Елемес-7 ПГО "Гурьевнефтегазгеология".

РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ. Работа выполнена в соответствии с письмом МинГео СССР от 24,03.88 К* РС-П/43-1498 о необходимости привлечения научно-исследовательских и учебных институтов, веющих изучение качества крепления скважин в условиях интенсивного проявления горного давления, а также в соответствии с рекомендациями научно-практического семинара-совещания "Научное исследование и технология проводки скважин в интервалах залегания пластичных соленосных пород" 21-23 июня 1988 г.

Результаты работы были использованы при креплении скважины /г 7-Елемес (ПГО Турьевнефтегазгеология" ) в интервалах соленосных отложений.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на: Республиканской научно-технической конференции аспирантов и молодых ученых "Творческая молодежь Башкирии - ускорению научно-технического прогресса" (Уфа, 1988), Всесоюзной конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию ВЛКСМ "Строительство нефтяных и газовых скважин", (г.Москва, 1988), Республиканской конференции аспирантов и молодых ученых Башкирии "Вклад молодежи Башкирии в решение комплексных проблем нефти и газа" (Уфа, 1989), Краевой конференции молодых ученых и специалистов "Строительство нефтяных и газовых скважин" (г.Краснодар, 1989), на координационном Совещании ГГУ "Прикаспийгеология" по целевой программе "Горное давление"(г.Актюбинск, 199©). Отдельные разделы дпсс ертационной работы докладывались на заседании технического совета ГТУ "Прикаспийгеология", ПГО "Актюбнефтегазгеология", ПГО 'Турьевнефтегазгеология".

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕШ ДИССЕРТАЦИИ. Основное содержание диссертации изложено в печатных работах.

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете на кафедре "Бурение нефтяных и газовых скважин".

Автор благодарит научного руководителя, д.т.н. профессора Спи-вака А.И., заведующего кафедрой "Бурение нефтяных и газовых скважин" д.т.н. профессора Мавлютова Ы,Р., научного консультанта д.т.н. профессора Агзамова i.A., зав.отделом "Крепление нефтяных и газовых скважин" д.т.н. Каримова К.Х., канд.техн.наук Васильева В.В. за помощь, оказанную при выполнении работы.

Автор благодарит также всех сотрудников отдела "Крепление нефтяных и газовых скважин" КПП "Азимут".

I. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Проблема крепления в солевых отложениях

В последние годы резко увеличились объемы бурения скважин в районах, где продуктивными являются подсолевые отложения, залегающие на больших глубинах. Это в первую очередь, Прикаспийская низменность, Средняя Азия, Восточная Сибирь, Республика Коми и др.

Значительная часть этих нефтяных и газовых месторождений, осваеваемых в настоящее время, приурочены к подсолевым и межсолевым отложениям. В этих условиях получение качественной изоляции продуктивных горизонтов и формирование надежной крепи представляет собой определенную трудность. Кроме того, с увеличением глубин увеличиваются и забойные температуры и давления, что так же приносит дополнительные трудности при цементировании скважин.

Воздействие высоких температур и давлений изучено для большинства применяемых цементов /15,32/. Менее подробно освещены вопросы влияния солей, а также минерализованных пластовых вод на физико-химические свойства как тампонажного раствора, так и на крепь в целом.

Осложнение в стволе скважины в сложных геолого-технических условиях происходит в результате растворения стенок скважины, пластического течения соленосных пород, коррозионных процессов, которым подвержена крепь скважины. Рассмотрим эти особенности крепления скважин в условиях соленосных отложениях по отдельности.

Одним из всеобщих факторов, влияющих на качество герметизации затрубного пространства, является способность раствора к седиментации под действием гравитационных сил, Зтот вопрос детально рассматривался и изложен в работах / 17, 2, 63, 18 /.

Исследование рецептур тампонажных растворов, применяемых при креплении скважин в Прикаспийской впадине, показало, что для всех них характерна большая величина водоотделения, значения которой могут достигать 10.15 % в зависимости от содержания твердой фазы ( рис. I).

Вообще, водоотделение цементного раствора можно рассматривать как фильтрацию снизу вверх. Необходимо отметить, что чем больше водоцементное отношение, тем больше жидкости будет фильтроваться из нижних в верхние слои, образуя каналы в затрубном пространстве скважин.

В практике бурения при приготовлении тампонажного раствора, как правило, содержание воды в растворе больше того минимального количества, которое необходимо для полной гидратации. В результате фильтрации излишней части воды в пористые пласты в процессе движения раствора может наблюдаться и преждевременное загустевание и недоподьем цементного раствора на необходимую высоту. По данным анализов, проведенных сотрудниками Волгоград НИПИнефть / 29 /, образовавшиеся "окна" отмечаются в большинстве скважин, причем их высота колеблется от 10 м (длина одной трубы) до 100.150 м. Отмечается, что "окна" могут возникать вследствие расслоения цементного раствора в процессе его твердения, а также за счет физико-химических процессов, происходящих между цементным раствором и солевым массивом.

Для сохранения стенок скважин в устойчивом состоянии бурение в пластичных породах производится на утяжеленных (1800,.1900 кг/м3) и тяжелых (более 2100 кг/м3) растворах. Это вызывает необходимость применения утяжеленных и тяжелых тампонажных растворов для формирования крепи -скважины в указанных условиях. Так, для цементирования скважин, пробуренных на площадях Кенкияк,

Водоотделение цементных растворов, применяемых на АГКМ

20 а! /о Ф

§ 10 о> ч ф ч:

Ен О О

П о т о

1400

1500

1600

1700

Рис.1

1800

1900 кг/м3

ПЛОТНОСТЬ

1 - ПЦГ + ЖЦ 1:1, декстрин—0, 05%, Т-66 - 9,6%, сульфанол-0,6%

2 - ПЦГ+МЩ+ШЩС (40:30:30) декстрин-0,35%, еулт-фанол~0,7 Т-66 -3,6%

3 - ПЦГ+ШЩС 1:1, декстрин-0,15 сульфанол-0,18%, хромпик-0,18% Т-66 - 7,3%

4 - 1ЩГ+ШПЦ6+ЙВС (45:30:25) декстрин-0,4%

5 - ПЦГ+ИВС (80:20),декстрин-0,

2100 лэ

Елемес, Тенгиз, которые имеют зоны с АВЦЦ, необходимо применять утяжеленные тампонажные материалы, обеспечивающие плотность раствора равной 2200.2500 кг/м3.

С целью утяжеления раствора до указанных значений в тампонаж-ный раствор вводится значительное количество (до 40%) инертных наполнителей ~ утяжелителей (барит, гематит, бариевые руды и др.). Для таких растворов характерна низкая седиментациюнная устойчивость, что ведет к каналообразованиям в процессе твердения раствора, высокие значения водоотдачи. Кроме того, за счет уменьшения содержания связующего элемента формирующийся камень будет обладать низкими физико-механическими характеристиками. Поэтому, с целью повышения прочности тампонажного материала паралельно с введением в состав материала утяжеляющих добавок необходимо применять суперпластификаторы, обеспечивающие минимальную водопотребность при требуемой прокачиваемости тампонажного раствора.

С другой стороны, при цементировании обсадных колонн длиной более 4000 м, когда требуется подъем тампонажного раствора на всю длину, необходимы растворы плотностью 1500.„.1700 кг/м3, обеспечивающие при малых гидравлических сопротивлениях требуемую высоту поднятия.

Одним из наименее освещенных вопросов крепления в соленосных отложениях оказалась проблема создания коррозионностойких тампо-нажных материалов. Связано это, наверное, с многообразием солевого состава как пород, так и пластовых вод и разнообразном их влиянии на физико-механические характеристики цементного камня. Хотя следует отметить, что вопросы коррозии тампонажных материалов в некоторых агрессивных минерализованных средах были изучены рядом ученых / 4,48,49 /. Но эти исследования проводились применительно к строительной практике, и, еледовательно, не могут учитывать всех тех факторов, в которых приходится работать крепи скважины в сложных геолого-технических условиях. Кроме того, значительное количество рецептур там-понажных материалов, предлагаемых для крепления в этих условиях, на наш взгляд только усложняет решение проблемы в целом.

Герметичность крепи скважины нарушается из-за коррозии как цементного камня, так и самой трубы. Коррозионное воздействие солей нарушает монолитность и повышает проницаемость цеметного камня.

По материалам ПО НВ ЯИИГТ одной из причин возникновения межколонных давлений на ряде скважин Астраханского ГКМ является влияние рапы при наличии перекрытых пластов с АВПД и плохое качество цементирования эксплуатационной колонны.

В результате физико-химических процессов, происходящих между солевым массивом и тампонажным материалом, может случиться так, что цементный камень в закаленном пространстве будет отсутствовать.

Механизм процессов коррозии цементного камня при непосредственном контакте как с солевыми породами, так и в концентрированных рассолах был подробно освещен; В.С.Данюшевским / 19 /, Установлено, что для таких процессов коррозии характерно влияние кристаллизации солей в поровом пространстве цементного камня. Насыщение поровой жидкости этими солями приводит к тому, что в результате расходования воды на гидратацию раствор становится пересыщенным и соли выкристаллизовываются в порах /19 /. На начальных стадию: твердения это приводит к существенному набору прочности, но затем происходит резкий спад прочности и увеличение проницаемости . Связывают это с кристаллизационным и осмотическим давлением продуктов коррозии / 19 /. В частности, при высокой концентрации иона магния во внешнем слое цементного камня откладывается гидроксид магния, придающий этому слою свойства полупроницаемой перегородки. Развивающееся осмотическое давление вызывает внутреннее напряжение, которое и является в данном случае причиной коррозионного разрушения / 19 /.

Исследование процессов длительного твердения клинкерных минералов С3Б и в концентрированных средах и М^О* показало, что твердая фаза сформированного камня представлена в основном из М^(0Н)я> $|0г» пНаО, СаСЬд. и оксихлоридами магния / 8,49 /.

Особенностью магнезиальной коррозии является то, что образовавшийся мало рас творимый Мо(0Н)я откладывается в порах цементного камня, кальматируя их, препятствуя дальнейшей диффузии иона М^ /*»/. С другой стороны, образованный СаС^ начинает выщелачиваться в окружающую среду, тем самым ускоряя процесс диффузии ионов М^ / 49 /.

Процесс разложения исходных минералов портландцемента сопровождается сбросом прочности, а в дальнейшем и образованием аморфной массы, т.е. можно предположить отсутствие цементного камня за обсадной колонной в результате коррозии.

Такое явление отмечалось на всех рассолодобывающих скважинах Светлоярского промысла Волгоградской области, где по истечении нескольких месяцев все 219 мм водоподающие колонны были прихвачены высыпавшими из-за башмака цементом.

В соленосных отложениях часто присутствуют коррозионно-активные сульфатные воды. Следовательно, цементный камень должен быть стоек и по отношению к ним. Цементирование таких участков производится на насыщенном рассоле Ма.СЬ . Но из-за растворения калийных солей в насыщенном растворе Ма(1 при прохождении цементного раствора через интервал залегания калийных пластов будет наблюдаться растворение стенок скважины и ослабляется контактная зона формирующегося цементного камня с соленосной породой .

Другой особенностью крепления соленосных толщ является то, что соли или рассолы магниевых (калийно-магниевых) солей, вступая в физико-химическое взаимодействие с продуктами гидратации там-понажного цемента, оказывают значительное влияние на процессы схватывания и твердения растворов и, следовательно, на конечную прочность сформированного камня. А, как правило, практически всегда, чтобы избежать растворение стенок скважины в жидкой фазе тампонажного раствора последняя всегда перенасыщена теми же солями, которые слагают стенки скважины.

Растворение солей в воде и в жидкой фазе тампонажного раствора возрастает с повышением температуры и давления. Особенно это характерно для магниевых и калийно-магниевых солей.

Наличие в разрезе скважины отложений солей, отличающихся друг от друга по минералогическому составу, физико-химическим свойствам, которые изменяются по глубине, может привести к кавер-нообразованию. В солевых отложениях каверны образуются, в основном, в местах чередования солевого состава из-за разности температур и повышенной растворимости магниевых и калийно-магниевых солей. В исследованиях, проведенных сотрудниками Волгоград НИПИнефть отмечается, что при бурении скважин в Волгоградской области в пластах калийно-магниевых солей каверны достигают диаметра 2,5 м, а при наличии двух таких каверн мощностью по 30 м их объем составляет 250.300 м3 / 29 /.

Причиной образования каверн считают растворение солей вследствие применения недонасыщенных солями промывочной жидкости, разности температур забойной и закачиваемого раствора, большой растворимости калийно-магниевых солей / 66 /.

Следствием кавернообразования является смешение цементного и промывочного растворов, неполное вытеснение промывочного раствора. Результатом этого, как правило, может стать преждевременное загустевание цементного раствора и повышение давления при прокачивании, недоподъем цементного раствора за обсадной колонной, некачественное цементирование колонн. В исследованиях, проведенных Ю.А.Еремеевым, Г.А.Стрельцом, В.З.Лубаном отмечается, что большинство случаев нарушения обсадных колонн, имевших место при проводке скважин на месторождениях Украины, Волгоградской области и на западе Узбекистана, произошло в местах против каверн / 36 /.

Опыт бурения скважин с прохождением мощных соленосных отложений на Украине, Волгоградской, Саратовской, Астраханской областях, Казахстане и некоторых других районах показывает, что в соленосных отложениях имеют место смятие обсадных колонн.

По данным института геологии полезных ископаемых АН Украины, {ИНГ, УкрНИГРИ и ряда других исследований установлено, что соле-носные породы под воздействием горного давления через определенный промежуток времени начинают течь и оказывают на крепь скважины значительные внешние давления. Пластические свойства солей возрастают с увеличением глубин залегания, температуры, давления, что характерно для Прикаспийской впадины. Особенно это проявляется при вскрытии магниевых и калийно-магниевых солей, т.к. эти соли имеют низкую температуру плавления (120.160?С) и повышенные деформационные свойства. Пределы текучести бишофита и карналита меньше предела текучести каменной соли и заметно снижаются даже при незначительном повышении температуры / 31 /.

Крепь скважины, находящаяся в интервале залегания этих солей, будет испытывать возростающее во времени давление, обусловленное ползучестью и релаксацией пород в окрестности скважины. А известно, что при цементировании солевых отложений происходит частичное растворение стенок скважины, причем процесс растворения контура скважины происходит неравномерно. Наиболее интенсивно растворяются деформированные кристаллы и зоны трещиноватости, вследствие чего контур образовавшихся каверн имеет неправильную форму. И в случае, если каверна неправильной формы не будет заполнена цементным раствором или сформированный камень будет обладать низкими физико»механическими характеристиками, то перемещение всех точек контура скважины с одинаковой . скоростью может вызвать изгиб колонны.

В табл. I приведены данные по скважинам, пробуренных на площадях Западного Казахстана и Волгоградской области. Из таблицы следует, что большинство случаев нарушения целостности обсадных колонн наблюдалось против каверн или мест сужения.

При благоприятных условиях, цементный камень с обсадной колонной должен образовывать единую крепь, где на цементную оболочку выпадает часть нагрузок. Из анализа табл. I следует, что даже при использовании самых прочных дорогостоящих труб импортного производства при отсутствии сцепления цементного камня с обсадной колонной произошло смятие колонны. Следовательно, увеличение физико-механических характеристик цементного камня способно в определенной мере способствовать повышению несущей способности обсадных труб.

Автором / 38 / рассматривался вопрос о влиянии сцепления цементного камня с обсадной колонной на прочностные показатели крепи и было показано, что наличие сцепления цементного камня с ы

СО и со

СО ^ сомоого СП* .05СО

Диаметр колонны,мм Глубина спуска, м

Дата опуока

Интервал нарушения целостности, и о Я ь* 4 ьЗ Е © СО !ЙЭ ЙЙ о | р II Т

I—юз сооо

СО* Й они н. соф а> I Й со о

Описание пород в зоне нарушения

Дата нарушения целостности

Время от момента крепления до нарушения целостности о о ¡33 о ы и

1—( О

СО

8: £8 й|§| о мш ® ® о ящ ¿ч г о ао я: ьз ©*< ш © ок 1-зБ шОЙЙИуй® Н СХМ ШНШОЙМО % 2Тня £ ЯШ о я р я »и О Я Д ьч СО о та одЗ^ийй и ьэ Ф ^ О.Я » б

05 | Ф {25 Ф

Не О А сл го ч* н ч»

•<2

НД М » оз* Ю

1ьн

Характер повреждения

Вид тампонажного материала

0 окв.перед цементированием в интет. вале смятия (каверна или сужения)

Технология цементирования

Данные о качестве цементирования в зоне повреждения

Группа прочности стали

Толщина с те нок,м

Ой^ ^ о. со 03 о ел оэ

Е1 о ш © н] Я Ш со о о й ЬЗ оэ и £

15 У

3=« со ^ о и

СО О о нз со о й о и

ЬЭ со о. N

12 3 4 5 6 7 8

Скв. 29 Тенгиз 244 3990 ниже Га лит смя

3530 о чере- тие м дова-ниегл ангидрита

Скв. 10 Королевская 244 4239 06,85 2726-Галит С шшю

2737 по 20.11 6 ме- омя

1985 вабо- сядев тие та в скважине не проводилась Углубления начали 21.II»85. Профил-лзшетрия показала 10.12.85. деформацию колонны,. скв. 46 .ьалыкшшюкая 13.02.71 1371-Галит 24.02. т МР(ЧЯП сш.

1402 о пла0-1971 1 меояц ТЕ ~ том би- Ж* шойжта оорыв, шиши.1<й проси— дание нижней части

10

II

12

13 Ж

15

Образо~ Прямое, АКЦ не ванне 173990- провода-каверны 2091 лось 2) 0. 2091

P-II0 С-35

11,99 11,99

ОМТР Образо~ Прямое, Частот- 11,99 ваше IJ25I5- нш и каверны 4239 плохой J9 500 м 2) 0.

2515

Интет>вал Д 9

I33I-I6I0 не зацементирован

I 2 4 6 7 8

10

II

12

13

МШ.

44,5 3751 19.09.ниже Гало- 09.01.

87. 3275-ген- 1988 3210 ные отложения с чере дова-ниями

Скв. 4 Елемео

3 месяца омя>-тие

ПЦГ увеличение диа-а

244 4613 28.10.3590-Галит До

1984 4236 о черешня дова- 1985 нием сква-гдинн лась во вре генной коноер вации

Скв. П—21 Караулкельды

ЦЗРС, увели-цР чение диа-а

Скв. 33 Тенгиз омя- Органо- Суже-тие минева- ние льныи ствотампо-нажный раствор ПЦГ ла

Прямое> 2-мя секциями:

1)

3751. 2868

2) 0.

2868

С-75 13,84

Прямое,

1)3221-,4613

2) 0.

3221 Стыковочное уот-во с муфтой г\ ттггтогт

V» жатого ^менти-рования ЦСВ установлено на глубине 3220 м

Частичное оцеп- Р-ПО 11,99 ление о чередо- г,о1- тт ванием хорошего и оцепления. Цемент отсутствует ниже стыковочного устройства га 150-200 м. го

1 2 3 4 5 6 76 9

Скв. 38 Тингутинская 30.08.71. 1852- Галит 8.09.71 9 дней Смятие

Скв. 3 Заволжская 10.12.71. 2700- Гадит 5.01.73. I м-ц Смятие 2900 с прихватом НКТ 2,5

Скв. I Комсомольская 28.09.73 . 1985-Галит,22.I0.73 I м-ц смятие 1992 возможно включение рапы скв# Ю1 Демидовская 244,5 1.09.74. 3305- Галит 26.03. 7 м-цев смятие

3348 с плас- 1975 с серпотом кар- видным налита отпес при- чатком месью бисио-фита

10 II 1213 14 15

Нет АКЦ Д 9

Интервал К XI

2460-3030 не зацементирован

Нет АКЦ К 9

Нет АКЦ Д 12 1,41 го го об.садной трубой может изменять схему нагружения двухслойной крепи и упрочнять ее.

Исследования,: проведенные различными авторами, показывают, что цементный камень в заколонном пространстве работает в сложно-напряженных условиях, и помимо хороших изолирующих свойств должен обладать свойством, повышающим несущую способность обсадных колонн. В работах / 26,27,39 / показано, что к таким свойствам относится модуль упругости. Так, отмечается ими, увеличивая модуль упругости цементного камня, можно значительно повысить несущую способность обсадных труб.

В работе / 42 / Н.Х.Каримова показано, что при увеличении модуля упругости цементного камня до определенной величины, значительно увеличивается коэффициент разгрузки обсадных труб в солях и повышается несущая способность труб. Приняв модуль упругос5 ти трубы Е =2,1 • 10 мПа, экспериментально определив модуль 4 упругости солевой породы Еп = 4 • 10 мПа у кернов, отобранных с глубин 2500 м и определив модуль упругости цементного камня

Етт = 0,2 -г 6,0 Ю4 мПа, Н.Х.Каримов пришел к выводу, что ц. к. увеличение модуля упругости цементного камня до величины модуля упругости породы приводит к заметниму увеличению коэффициента разгрузки. Увеличение толщины цементного камня приводит к некоторому снижению коэффициента разгрузки в области низких модулей упругости цемента. Увеличение же модуля упругости цемента больше модуля упругости соли СЕ к 4 • Ю4 мПа) независимо от толщины цементного камня не приводит к дальнейшему существенному увеличению несущей способности обсадных труб / 42 /.

Из всего вышеизложенного следует вывод, что образование качественного цементного кольца должно способствовать увеличению сопротивляемости колонны в условиях течения солей.

Одной из причин, вызывающих пластическую деформацию солей, является снижение: противодавления на стенки скважины со стороны твердеющего тампоНажного раствора в результате контракционных явлений. ¿Многочисленными исследованиями установлено, что давление столба тампонажного раствора в заколонном пространстве по мере его твердения снижается. Снижение давления наблюдается по всей высоте столба цементного раствора, что в свою очередь снижает противодавление на стенки ствола скважины и способствует движению соли в скважину.

Каримовым НД. установлено, что для сохранения равновесия стенок скважины, скорость перемещения стенок скважины за счет пластических и температурных деформаций должна быть больше средней скорости контракции / 42 /. Это может быть достигнуто при условии, что тамгонажные материалы обладают незначительной контракцией, или "отрицательной" контракцией. Однако, согласно расчетов Данюшевского B.C. / 32 / примерная величина контракции при гидратации важнейших клинкерных минералов достигает 20 % и более.

С другой стороны, желательно, чтобы процессы контракции в основном протекали до того, как цементный раствор начнет схватываться, т.е. пока тампонажный раствор пластичный и имеет подвижность. Развитие же контракции в уже формирующейся структуре камня неизбежно ведет к образованию дополнительной пористости, усадочным деформациям и трещинообразованию.

Проведенные нами расчеты контракционных эффектов для цементов, применяемых при цементировании скважин в Прикаспийской впадине, показали, что для них также характерны большие значения 14.10 %).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ факторов, приводящих к ухудшению свойств камня в заколонном пространстве при контакте с солями,позволяет отметить коррозионное воздействие последних. Известные, ранее разработанные тампонажные материалы,не в полной мере удовлетворяют условиям работы нефтяных и газовых скважин в силу их низкой соле-водостойкости. Наиболее полно условиям формирования крепи скважины в условиях солевой агрессии удовлетворяют магнезиально-кремнеземистые композиции, твердеющие с образованием гидросиликатов магния.

2. Термодинамическими расчетами показана и экспериментально доказана возможность синтеза гидросиликатов магния как в присутгствии ионов С1 , БО^ , так и без них. При помощи термодинамических расчетов показана устойчивость в условиях нормальных и повышенных температур низкоосновных гидросиликатов магния.

3. Определены условия среды, влияющих на синтез гидросиликатов магния.

4, Установлено, что процессу образования гидросиликатов магния предшествует образование метастабильных кристаллогидратов. При этом, чем больше число фазовых переходов, тем ниже конечные физико-механические свойства цементного камня. Улучшенные свойства тампонажного камня наблюдаются при оптимальном соотношении выбирающемся в зависимости от условий твердения.

5. Подобраны и исследованы эффективные добавки к магнезиальному компоненту, такив, как горелая порода (г ли еж) вскрыши Кумер-тауского месторождения, зола-унос ТЭЦ, "микросилика", позволяющие получать тампонажные растворы различной плотности и тампонажный камень на их основе, отличающиеся улучшенными физико-механическими свойствами и водо-солестойкостью.

6. Обоснован и экспериментально установлен (на уровне патента) состав магнезиально-кремнеземистой композиции, способный твердеть в воде о образованием высокопрочного водостойкого цементного камня.

7. Показаны выоокие технико-технологические свойства раствора и камня на основе разработанного тампонажного материала.

8. Показана высокая коррозионная стойкость камня на основе предложенного тампонажного материала в средах, содержащих MjCLa, NaCL.

9. Установлена возможность формирования крепи скважины в условиях активного проявления горного давления. Предложен технологический прием, позволяющий исключать отрицательные последствия, вызванные проявлением текучести солевой породы.

Заключение:

Способ крепления скважин отвечает требованиям цементирования нефтяных и газовых скважин и может быть рекомендован для цементирования колонн в условиях течения солей»

Главный технолог Комплексной Экспедиции, "Мангышлакнефгегазраз в едка " ^^ЪЛЛ^

Начальник разведки ^^ ' Н.К.Аманжаров

Зав.отделом бурения "КазНИГРИ" е/Ш^еи^Г. М.К.Байзаков Аспирант кафедры бурения н/г скважин А.Ф.Тангатаров

АО^казНИГШ"

4. ,М Д.ТАЩЩБАЕВ

1990 г.

УТВЕРЗДАЮ

ДИРЕКТОР КОНСТРУКТОРСКО

ЧЕ<МТО БЮРО У НИ,

ЖСОР ||Щ.Р.МАВЛЮТОВ

1990 г.

ПРОГРАММА и разовый технологический регламент на выпуск опытной партии магнезиально-кремнеземистого вяжущего

Уфа - 1990

I. ХАРАКТЕРИСТИКА ВЬШУСКАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ

Магнезиалъно-кремнеземистое вяжущее, включающее порошок магнезиальный каустический и кварцевый песок, предназначено для крепления нефтяных и газовых скважин в условиях повышенных и высоких температур (100.150 °С) и активного проявления горного давления. Высокие физико-механические показатели кашш на основе магнезиально-кремне земис тых вяжущих в условиях высоких температур и активного проявления горного давления объясняется медленным и плавным набором прочностных показателей, что в последствии обеспечивает формирования цементного камня с повышенной прочностью и упруго-деформативными показателями.

Преимущество магнезиально-кремнеземистого вяжущего по сравнению с другими видами вяжущих заключается в отсутствии контракционных эффектов в процессе твердения при переходе воды из свободного состояния в химически связанное. Отсутствие контракции определяет отсутствие усадки камня в зэ- и межколонном пространствах, что определяет повышение качества крепления в условиях течения солей. Фазовый состав продуктов твердения обеспечивает высокую долговечность крени скважины в условиях коррозионного воздействия солей.

В качестве сырьевых компонентов при изготовлении вяжущего используют недорогие и неостродефицитные компоненты: порошок магнезиальный каустический, получаемый в результате улввлива-ния пыли, образующейся при производстве спеченного перикла-дового порошка, кварцевый песок, зола- унос ТЭЦ и горелая порода.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНЫХ СЫРЬЕВЫХ'КОМПОНЕНТОВ

В качестве исходных сырьевых компонентов при получении магнезиалъно-кремнеземистого вяжущего применяется кварцевый песок.

Песок должен соответствовать требованиям ОСТ 21-1-80, в песке должно быть: оксида кремния - не менее 80 %, содержания частиц размером 5-10 мм не менее 10 %, содержание пылеватых, илистых и глинистых частиц размером менее 0,05 мм - не более 20 %\ содержание Да¿0+ Ц20 ~ не более 7 %\ содержание <503 -не более 2 %; калориметрическая проба на содержание органических примесей - не темнее цвета эталона.

Порошок магнезиальный каустический (ПМК) должен соответствовать требованиям ГОСТ 1216-87. В ПМК должно быть в зависимости от сортности: активного Мд0 не менее 75-83 СаО - не более 4,5-2,5 %\ 5/0^ - не более 3,5-2,5 %\ потери массы при прокаливании - не более 18-8 %; массовая доля влаги - не более 1,5-1,3 %.

3. ТЕХНОЛОГИЯ ПОЛУЧЕНИЯ

Технологическая схема выпуска опытной партии магнезиально-кремнеземистого вяжущего приведена на рис. I.

Процесс выпуска магнезиально-кремнеземистого вяжущего включает следующие стадии:

3.1. Смешение и совместная дезинтеграторная обработка ПМК и кварцевого песка в соотношении ПМК:песок = ^ 2 *

- : -г (по массе)

Апмк

3.2. Правильность смешения сырьевых компонентов оценивать по активности продуктов смешения и совместной дезинтеграторной обработке, которая должна быть равна

1/(1 + 2 ) где Апи/ш- - активность магнезиального компонента пмк 3 IJMl в долях единицы.

3.3. В процессе дезинтеграторной обработки: контролировать удельную поверхность вяжущего методом воздухопроницаемости на приборах ПСХ-4; Т-3; АЩ1-2 (ГОСТ 310.2-76), либо по остатку на сите № 008.

Зависимость между удельной поверхностью молотых материалов и остатком на сите № 008 приближенно определяется согласно таблицы 3.1.

1. Адомавичуте О.ь., Яницкий И З . , Бектарис Б.И, О твердениимагнезиального цемента, - В журнале прикладной химии, т. 35, вып. I I , IS62, стр. 2551.

2. Ашрафьян М.О. Повешение качества разобщения пластов в глубокихсквашнах. М. :Недра, 1982. 4 . Бабушкин В.И. Физико-химические процессы коррозии бетона и железобетона. Под ред. Ратинова Б,Б. М.: Стройиздат, 1968.

3. Бабушкин В,И., Матвеев P.M., Мгедлов-Петросян О.П. Термодинамика силикатов, ivi.: Стройиздат, 1986 - 351 стр.

4. Бабушкина Б.В., Жаров Е.Ф. Термодинамическое обоснование коррозионной стойкости тампонажных цементов в агрессивных средах.Труды D - r o Всесоюзного совещания по гидратации и твердению вяжущих, 198I, стр. 77-79.

5. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворьт для цементирования скважин в осложненных условиях. - М.: Недра, 1966,272 с. 183. Ь. Бережной А.И. Пульпа для цементирования газовых скважин. Б.И., IS67. Л 1Ь.

6. Бережной А.И., Сельващук А.П, Руководство по применению цементно-мелоБих растворов для цементирования обсадных колонн в газовых и нефтяных скважинах. Изд. УкрНИИИЗа, Харьков, 1967,

7. Бережной А.И,, Московкин И.В., Сельващук А.П., Веропай Н,М.,Баданов И.Ь., Зельцер П.Я. Опыт цементирования обсадных колонн в хемогенных отложениях. Бурение, 1967, № 7. Изд. ЬНШОЭН!', М., 1967.

8. Бойнтон Р.С. Химия и технология извести,- М.: Стройиздат,1972. - 239 стр.

9. Ьрицке Э.Ь., Капустинский А.Ф. Термодинамические константынеорганических веществ. - м.:АН СССР, 1949.

10. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи.не. М,: Недра, 1990.

11. Булатов A.M. Цементы для цементирования глубоких скважин.м.: Гостоптехиздат, 1962.

12. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин,- М.: Недра, 199I - 386 с,

13. Булатов А.И,, Рябченко В.И., Сибирко И.А., Сидоров Н.А.Газопроявления в скважине и борьба с ними. М,: Недра, 1969.

14. Булатов A.M., Куксов А.К., Обозин О.Н., Новохатский Д,#. ,Головенко Н.Г. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных цементов, НТО, сер. "Бурение", № 2, I97I.

15. Булатов А.И., Данюшевокий E.G. Тампонажные материалы. - М.Недра, 1987, 280 с.

16. Бутт Ю.М., Рашкович I.H. Твердение вяжущих при повышенныхтемпературах. - М.: Стройиздат, 1965. 184.

17. Байвад А.Я, Магнезиальше вяжувде вещества. Рига, "Зинатне",1.7I.

18. Васильев Б.Б. Разработка известково-кремнеземжстых тампонажных композиций для крепления глз?боких скважин.- Дис. на соиск. уч.степ.к-та техн.наук. Уфа, Уфимски! не(|.Т,яной институт, 1988.

19. Ьедь Е.И., Жаров Е.Ф., Рогалева И.Н., Богаров Б.К. Особенности структурообразования хлормагнезиального вяжущего в ранние сроки твердения. Коллоидный журнал, § 6, 1975, стр. II5I-1I53.

20. Ьедь Е.И., Бакланов Г.М., Жаров Е.Ф. Физико-химические основытехнологий автоклавных строительных материалов. "Будивельник", Киев, 1966.

21. Влияние некоторых солей на прочность цементного камня. Мишин Г.Г. , Толстых И.Ф., Данюшевский B.C. "Нефтяное хозяйство", 1969, # 12, 35. ,39 с.

22. Гайваронский А.А. Расчет и технология крепления нефтяных игазовых скважин, - М.:Недра, 1969, 338 с.

23. Гайваронский А,А., Цыбин А.А. Крепление скЕ>ажин и разобщениепластов, - М.:Недра, I9SI, 360 с.

24. Говоров И.Н. Термодинамика ионно-минеральных равновесий и минералогия гидротермальных месторождений. - М.:Наука, 1977.

25. Гринберг С,А., Мехра B.C. ГУ-ый Международашй конгресс похимии цемента. - М.:Госстройиздат, 1964.

26. Гродис К.Х. Осложнения, возникаювде при разбуривании пластовкалийных солей, содержаших хлориды щелочио-земельных металлов. 185. -В кн.:"Вопросы бурения глубоких скважин в европейских странах" Издчво ВНШОЭНГ, М., 1966.

27. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. - М,: Недра, 1978, 293 с.

28. Долгих Л.Н. Иовшение качества крепления скважин в отложенияхкалийно-магниевых солей при низких положительных температурах использованием коррозионно-стойких магнезиальных тампонажных материалов: Автореф.дис.,кта техн.наук.- Москва, 1989.

29. Времеев Ю.А., Леонов Е.Г., Филатов Б.С. О сопротивляемости обсадных труб неравномерному сминающему давлеш5.ю соляных пород. - Нефтяное хозяйство, 1974, Л I , G. 21-24.

30. Еремеев Ю.А,, Леонов В.Г., Филатов B.C. К расчету обсадных трубна смятие неравномерным давлением соляных пород.- PC "Бурение газовых и газоконденсатных скважин", 1974, Ш 3, 21-28.

31. Еремеев Ю.А., Стрелец Г.А., Лубан Б .З . Предупреждение смятияобсадных колонн в соленосных отложениях. Б кн.:"Вопросы бурения и крепления скважин в соленосных отложениях", Саратов, Саратовское книжное издательство, 1970.

32. Зевин Л.С., Хейкер Д.М. Рентгеновские методы исследования строительных материалов.-М.:Стройиздат, 1965.

33. Измайлов Л.В. Методы повышения долговечности обсадных колонн.-М.:Недра, 1984.

34. Измайлов Л.В., Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин,чй.:Недра, 1976, 198 с.

35. Каримов Н.Х., Губкин Н.А. Особенности крепления скважин всоленоснБх отложениях. М.гНедра, 1974, 115 стр.

36. Кондращенко Е.Ь. Тампонажные цементы для сильноагрессивныхмагнезиальных сред.- Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Харьков, Харьковский политехнический институт, 1963.

37. Рфуглйцкий Н.Н., Серяков А . С , Керцман А.Б. ,Балицкая З.А,,Верещака И,Г., Тимощенко В.И. Цементирование скважин отходами доломитового производства "Газовая промышленность", 1983, Ш 7.

38. Москвин В.М. Коррозия бетона в агрессивных средах. -М.:Отройиздат, I97I, - 2X9 с. 187.

39. Новохатскж! Д.Ф. Тампонажные шлаковые кементы и растворыдля цементирования высокотемпературных сдаажин и технология их применения. Автореф. дисс. на соиск. уч.степ, д-ра техн. наук. Баку, 1975.

40. Опыт цементирования скважин в соленосных отложениях в ЮгоЗападном Узбекистане. Дыков Е.А., Рахимбаев Ш.М. В сб. "Бурение и крепление скважин в соленосных отложениях".-!,: 1969, 202-207 с.

41. Рамачандран B.C.,Фельдман Р . , Бодуэн 1ж. Наука о бетоне.к.:Стройиздат, 1986.

42. Рамачандрен B.C. Применение дифференциально-термического анализа в химии цементов. - М,:Стройиздат, 1977.

43. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика дисперсных систем*-М.:Наука, 1966.

44. Ржженко Б.Н. Термодинамика равновесий в гидротермальныхрастворах.-М.:Наука, I98I.

45. Сибжрко А.И. Исследования некоторых причин возникновениягазопроявлений после цементирования скважин. Автореф.дис.. канд.техн.наук.-м., 1973.

46. Смирнов Ь.И., Соловьева E.G., Сегалева Е.Е. Исследованиехимического взаимодействия окиси магния с растворами хлористого магния различных конструкций. Журнал прикладной химии, т. 40, № 3 , 1967, 505 с.

47. Справочник инженера по бурению, т . 1 . Под ред. Шщевича Б.И.,Сидорова Н.А.- М.:Недра, 1973, 500 с.

48. Тампонажные смеси для цементирования обсадных колонн в соленосных отложениях Западного Казахстана.- В кн.:Вопросы бурения и крепления сквашн в соленосных отложениях. Саратов, Саратовское книЕНое издательство, 1970.

49. Фролов iO.T, Курс коллоидной химии.-i\ii. :Бысшая школа, 1982,с. 189.

50. А,с. 637355 /СССР/. Тампонажная композищш и способ ееполучения. Данюшевский B.C., Каримов Н.Х.» Бакшутов B.C. и др. Опубл. Б Б.И. 1978, 1146.

51. А.с. И 636375 /СССР/ М.кл. Способ крепления скважин.Гайваронский А.А., Еремеев Ю.А,, Опубл. в Б.И.

52. А.с. В 209360 /СССР/. Тампонажный материал для закреплениякалий-магниевых пород. Непримеров А.Ф., Попов Г.Н., Борисовец В.А.- Опубл. в Б.И. 1968, i 5.

53. А.с. В 250712 /СССР/ Магнезиальный цемент. /Ведь В.И.,Богаров Б.К. - Опубл. в Б.И. 1969, Ш 26.

54. А.с. № 605986 /СССР/. Тампонажннй раствор. /Толкачев Г.М.,кшлов A.M., Долгих Л.Н., Думков Ю.А. - Опубл. в Б.И. 1978, 1. 17.

55. А.с. Л 840293 /СССР/ Тампонажный раствор. /Толкачев P.M.,Мйлов A.M., Долгих Л.Н., Болотов В.П.- Опубл. в Б.И. I98I, № 23.

56. А.с. В 1258987 (СССР). Тампонажный раствор для крепленияскважины. /Мосиенко Б .Г . , Петраков Ю.И., Зубков В.И., Крепкая Л.А., Перцева Л.Б., Дибров Г.Д., Бегун А.И., Беликов А.С. - Опубл. в Б.И. 1986, i 35. 190.

57. А.с. II 601392 /СССР/. Способ получения тампонажного раствора. / Толкачев Г.м., Морова А.А., Долгих Л.Н., Шилов A.M., Опубл. в Б.Е. , IS76, Л 13.

58. А.с. J 870673 /СССР/. Тампонажный раствор. /Толкачев 1.1;^.,Долгих Ji.H., Шилов A.M.,- Опубл. в Б.И., I98I, J^ 37.

59. А.с. В 643453 /СССР/. Тампонажный раствор ./Ахрименко Б.Е. ,Гагай Г.И., Рябова Л.И.- Опубл. в Б.И., 1979, }1 3.