Содержание к диссертации
Стр.
ВВЕДЕНИЕ 6
ГЛАВА I. Аналитический обзор проблемы и выбор тампонажных систем
по сохранению свойств цементного камня в различных горно
геологических условиях, в том числе и агрессивных средах 8
1.1 Анализ промысловых данных стойкости тампонажного камня 10
Коррозия цементного кольца в скважине под действием пластовых вод и связанные с ней осложнения 10
Исследования в области разработки составов цементов для крепления скважин в соленосных отложениях 12
1.2 Тампонажные вяжущие и реагенты регуляторы свойств тампонаж
ных растворов, применяемые для цементирования скважин 16
Тампонажные вяжущие и требования к раствору и камню 17
Ускорители схватывания тампонажных растворов 21
Замедлители сроковзагустевания и схватывания тампонажных растворов 23
1.3 Анализ видов коррозии цементного камня нефтяных и газовых
скважин различных регионов страны 29
Термическая коррозия цементного камня 31
Коррозия выщелачивания 38
Магнезиальная коррозия 43
Кислотная коррозия .48
Сероводородная коррозия 53
Сульфатная коррозия 63
Цель работы и основные задачи исследований 72
ГЛАВА П. Методика исследования 74
Методы исследования коррозионной стойкости 74
Критерии оценки коррозионной стойкости тампонажного камня... 80
Технические средства и методы испытаний 84
Применяемые методы исследований 84
Исследования коррозионной стойкости тампонажных материа-
лов, твердевших в лабораторных и промысловых условиях 86
2.4. Методика прогнозирования долговечности тампонажного камня... 89 2.5 Совершенствование методики прогнозирования коррозионной
стойкости тампонажного камня 99
ГЛАВА III. Исследования коррозионной стойкости спеццементов при
твердении в солевой и полиминеральной агрессии при температуре от
120 до 250 С и давлении 3-50 МПа 108
3.1 Коррозионная стойкость тампонажного камня на шлаковой основе
в полиминеральной агрессии при 250 С и 50 МПа 109
Стойкость тампонажного камня из шлакопесчаных смесей 110
Исследования коррозионной стойкости шлакобаритовых смесей 119
Коррозионная стойкость тампонажнного камня на основе шлакопесчанобаритовых смесей 126
3.2 Исследования коррозии выщелачивания тампнажных материалов
в насыщенном растворе хлористого натрия и воде 149
Шлаковые и шлакопесчаные цементы на основе кислого шлака 150
Утяжеленные шлаковые цементы на базе основного шлака и железистого утяжелителя 160
Облегченные тампонажные цементы ОШЦ-120 и ОШЦ-200 162
3.3 Влияние жидкости затворения на магнезиальную коррозию там
понажних цементов на основе доменных гранулированных шлаков.... 165
3.4 Коррозия вяжущих в магнезиальной солевой среде 201
Коррозионная стойкость магнезиально-стойких вяжущих 201
Коррозия алюминатных цементов в насыщенном растворе бишофитапри Т- 120СиР-30МПа 205
Коррозионная стойкость тампонажного камня на основе композиций титанистого, высокоалюминатного и основного шлаков 226
ГЛАВА IV. Регулирование коррозионных процессов химическими до
бавками 235
Влияние добавок ускорителей на долговечность цементного камня 236
Влияние замедлителей схватывания на коррозию портландцемент-
ного камня в бишофите и высокоминерализованной воде хлоркаль-
циевого типа 241
4.3 Исследования влияния реагентов замедлителей на коррозионную
стойкость спеццементов 249
Влияние реагента (гипан+ хромпик) на стойкость спеццементов в условиях термической агрессии 255
Шлакорудные вяжущие с добавкой замедлителей схватывания. 262
Твердение шлакоглинистых вяжущих с добавкой реагентов в агрессивных средах 265
Влияние реагентов замедлителей на стойкость шлакопесчано-баритовых цементов 270
Влияние фосфорорганических соединений на коррозионную стойкость камня из цементнопесчанистого вяжущего 279
Влияние гидрофобизаторов на коррозионную стойкость тампонажного камня 284
ГЛАВА V. Разработка и исследование тампонажных вяжущих и реа
гентов для цементных растворов, повышающих качество крепления
скважин 289
5.1 Разработка облегченных тамопнажных систем с наполнителями,
повышающими стойкость камня в агрессивных средах 289
Направленное регулирование седиментационных свойств тампонажного раствора и камня 291
Теоретические предпосылки выбора основных модификаторов тампонажных систем пониженной плотности 297
Тампонажные растворы пониженной плотности на основе глин с модификаторами и исследование их свойств 313
Разработка модифицированных тампонажных составов с использованием микросфер 316
5.6 Коррозионная стойкость цементного камня, содержащего реагенты
серии «Крепь» 325
5.7 Влияние реагентов серии «Крепь» на долговечность тампонаж
ного камня из ЦТПН 326
ГЛАВА VI. Исследование коррозионной стойкости тампонажного кам-
ня в естественных условиях 330
Исследование коррозии тампонажного камня на основе доменных шлаков в глубокой скважине 330
Исследование коррозионной стойкости тампонажного камня в скв.
№ 205 Самотлорского месторождения 345
6.3 Исследование тампонажных составов в пластовой воде скв. № 102
Горячеключевского месторождения 353
ГЛАВА VII. Технология цементирования скважин коррозионностойки-
ми вяжущими и внедрение разработанных составов, растворов и реагентов 364
Промысловые исследования стойкости тампонажного камня из шлакопесчаной смеси с добавками (гипан + хромпик) в минерализованных водах Мангышлака 364
Повышение надежности изоляции пластов в условиях гидрокарбонатных минерализованных вод Западной Сибири 366
Внедрение и рекомендации по применению химических реагентов замедлителей для цементирования скважин в различных геолого-технических условиях 369
Качество цементирования эксплуатационных колонн тампонаж-ными растворами с реагентами структурообразователями 372
7.4.1 Внедрение реагентов - структурообразователей на Приобском
месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» 372
Опыт внедрения реагентов серии «Крепь» на скважинах Удмуртии , 377
Промысловые испытания цемента ЦПТН с реагентом «Крепь»
в объединении «Удмуртнефть» 378
7.4.4 Опыт внедрения облегченных составов в Тарко-Салинской
нефтеразведочной экспедиции 380
Основные выводы и рекомендации 384
Литература 387
Приложения 410
Введение к работе
Одной из важнейших задач нефтегазового комплекса Российской Федерации является повышение качества строительства нефтяных и газовых скважин. Геологические условия и особенности литологических разрезов нефтяных и газовых месторождений отличаются большим разнообразием и сложностью. Месторождения Тюменской области, Татарии, Башкирии характеризуются наличием поглощающих пластов, Северного Кавказа - аномально низкими и аномально высокими пластовыми давлениями. В скважинах Поволжья, Ставрополья, Чеченской Республики, Ингушетии, Дагестане температуры достигают 150-200 С, а скважины Крайнего Севера пересекают пласты с отрицательными температурами, пластовыми давлениями - от гидростатических до аномально высоких. В Пермской области, Поволжье, Астрахани в разрезах встречаются мощные толщи солей. Скважина пересекает и гидравлически соединяет множество флюидонасыщенных пластов, склонных к поглощениям и проявлениям.
В общем комплексе работ по сооружению и поддержке работоспособности скважин значительный объем занимают процессы разобщения пластов. В связи с этим одним из направлений является создание изоляционного комплекса, в том числе и цементного кольца, позволяющих обеспечить длительную бесперебойную эксплуатацию скважин. Основное назначение цементирования -качественное разобщение пластов, при котором обеспечивается надежная изоляция продуктивной части разреза скважины и отдельных пропластков в многопластовой залежи, создание прочной крепи и защита ее от коррозионного воздействия агрессивных сред.
После цементирования и замещения бурового раствора тампонажным возникает множество проблем, связанных с физико-механическими свойствами раствора и камня. К цементному кольцу предъявляются требования трудновыполнимые одновременно. С одной стороны, цементный камень должен служить флюидоизоляционным барьером между поглощающими и проявляющими пластами, а с другой связывать обсадные колонны и горные породы в жесткую со-
ставную конструкцию. Количество осложнений, как в процессе цементирования, так и в период эксплуатации скважин еще велико.
Анализ состояния фонда скважин страны показал, что основными причинами выхода скважин из строя продолжает оставаться и отсутствие тампонаж-ных систем, соответствующих условиям их применения. Наряду с технологическими факторами, важную роль с точки зрения качественного цементирования играет правильный выбор тампонажного материала и тампонажного раствора, которые должны удовлетворять целому комплексу требований по обеспечению надежной крепи скважин. В недостаточной мере разработаны научно обоснованные, носящие планомерный характер, решения по созданию и применению тампонажных систем, где их преимущества проявлялись бы в наибольшей степени. При выборе рецептур тампонажных материалов для крепления скважин в коррозионно-активных средах обычно не учитывается возможность изменения изоляционных свойств камня во времени. Тампонажный камень, обеспечивающий герметичность крепи скважин в первые сутки твердения, после длительного воздействия агрессивных сред может полностью потерять свои изоляционные свойства. Особенно опасны межпластовые перетоки и проявления флюидов, содержащих химически активные и токсичные компоненты такие как: сероводород, углекислый газ, высокоминерализованные растворы солей магния и кальция, которые являются агрессивными по отношению к цементному кольцу. Одной из наиболее важных задач сегодня, стоящих перед разработчиками нефтяных и газовых скважин, является охрана недр за счет обеспечения долговечности крепи скважин в регионах, содержащих пластовые флюиды, агрессивные по отношению к цементному камню. Разработка комплекса технологических решений, тампонажных растворов, выбор материалов и реагентов, обеспечивающих сохранение физико-механических свойств камня в сложных горногеологических условиях, в том числе при наличии агрессивных сред, аномально высоких и аномально низких пластовых давлений, высоких и низких температурах является актуальной проблемой.
