Удосконалення тампонування газових свердловин (на прикладі родовищ Дніпровсько-Донецької западини)

Abstract

В дисертації досліджено характер й умови передачі тиску через стовп тампонажного розчину в процесі його тужавіння. Встановлено зв’язок між величиною переданого тиску і міцністю каменю на стискування. Визначені критичні значення міцності цементного каменю на стиснення, при яких починається зниження і припинення передачі тиску. Удосконалено технологію цементування та розроблено методику підбору рецептур для попередження заколонних ГНВП на початковій стадії тужавіння цементного розчину. Для зниження проникності цементного каменю на початковій стадії тужавіння рекомендується зв’язувати надлишок води замішування і надавати йому початкового напруження зсуву кремнійорганічними сполуками з ряду силанів - АКОР. Показано позитивний спектр властивостей тампонажних розчинів і утвореного цементного каменю з домішками АКОР. На основі результатів виконаних досліджень розроблені проекти керівних нормативних документів з кріплення свердловин для бурових підприємств Департаменту геології та використання надр й ДК ’’Укргазвидобування”. Рекомендації з удосконалення технології цементування свердловин впроваджені у виробництво.

На основании анализа теоретических, экспериментальных и практических работ выделено основные причины возникновения миграции пластовых флюидов на начальном этапе формирования тампонажного камня главными этих причин следует считать появление движущей силы, которая возникает при уменьшении гидростатического давления столба там понажного расствора и образовании суффозионных каналов миграции пластовых флюидов. При исследовании характера и условий передачи гидростатического давления через столб тампонажного раствора в процессе его твердения установлено, что причиной передачи давления является фильтрация флюида через пористую среду с продуктов гидратации цемента, а её прекращение связано с процессами зарастания поровых каналов. Показано, что существующая на сегодняшний день рекомендация, согласно которой конец схватывания в нижней порция тампонажного раствора должен наступать не позднее двух часов до начала схватывания верхней порции, справедлива только для портландцементных растворов. Для специальных цементов и тампонажных растворов с добавкой замедлителя сроков схватывания эта рекомендация неприемлема. Установлено наличие связи между величиной передаваемого давления и прочностью камня на сжати е независимо от типа вяжущего, наличия и вида добавок регуляторов срока схватывания тампонажного раствора и других факторов. Устанавлены критические значения границ прочности камня на сжатие, при которых начинается снижение коэфициента передачи и полностью прекращается передача давления, которые соответственно составляют 0,56 i 1,42 МПа. Тампонажные растворы, граница прочности камня которых на сжатие не превышает 1,42 МПа, не обеспечивают герметичности цементного камня, а их использование может стать причиной возн икновения заколоннс й миграции пластових флюидов. Усовершенствована технология разобщения продуктивных горизонтов, которая заключается в цементирование двумя порциями тампонажних растворов с разными темпами набора прочности камня. Нижняя порция (для интервала залягания продуктивного горизонта) должна достигать прочности,42 МПа, до того, как прочность верхней порции достигнет 0,56 МПа. Разработано методику подбора рецептур тампонажного раствора для конкретных горно-геологических условий ДДв. Предложено для снижения проницаемости цементного камня на начальных стадиях твердения связывать избыток воды затворения и придавать ей начальное напряжение сдвига кремнийорганическими соединениями типа АКОР. На основе теоретических и экспериментальных работ разработана методика и определены оптимальные концентрации АКОРбзоо» составляющие в зависимости от водоцементного соотношения Зн-6% массы вяжучего. Пористость цементного камня на начальной стадии твердения не зависит от типа вяжущего, водоцементного отношения и введённых химреагентов, а определяется только степенью его гидратации. Исследованы технологические свойства рецептур тампонажных растворов и полученного цементного камня з добавками АКОР. Добавка АКОРбзоо в состав тампонажного раствора улучшает его реологические параметры, повышает седиментационную устойчивость, понижает фильтрацию и не изменяет при этом сроков схватывания. АКОРбзоо существенно снижает проницаемость камня на начальной стадии твердения без ухудшения его прочностных характеристик. Экспериментальными исследованиями величины расширения при твердении цементно-зольных смесей с добавками АКОРвзоо установлено, что они являются безусадочными. Изучением влияния добавки АКОРбзоо на кинетику объемных изменений расширяющихся тампонажных растворов установлено, что она не уменьшает величины расширения. Коррозионная устойчивость цементно-зольных смесей с добавкой АКОРвзоо в агресивных солях сульфата и хлорида магния повышается. По результатам експерименгальных исследований показана целесообразность использования добавки АКОРбзоо при пластовых температурах 100-тТ30°С. Результаты проведённых научных исследований вошли в состав проектов руководящих нормативных документов по креплению скважин для буровых организаций Департамента геологии и использования недр, и ДК ’’Укргаздобыча”. Технологические рекомендации по усовершенствованию технологии цементирования скважин для повышения герметичности затрубного пространства в период ОЗЦ испытаны при цементировании скважин на предприятиях ГГГ1 ’’Полтаванафтегаз-геология” и ООО ’’Пласт”, ДП ’’Охтырканафтегаздобыча”, которые строятся на заказ ГГП ’’Полтаванафтегазгеология”. Во всех случаях получено удовлетворительное качество крепления. Заколонные перетоки отсутствуют.

The given thesis contains the study of the nature: and conditions for pressure transmission through the column of g routing mortar in the process of its setting. There has been fixed the relation between the value of the pressur transmitted and the rock compressive strength. Also there ha ve been defined the critical values of compression strength of cement rock, at which pressure transmission starts lowering and stops. Cementing tehnology has been improved, and methods of selecting formulae to prevent gas, oil and water manifestations at the initial stage of grouting mortar settihg have been developed. To lower the perméabilité of cement rock at the initial stage of setting, it has been suggested to add mixing water excesses and to dring them to the initial stress level of the displacement by AKOP - silicon organic compouds belonging to silanes. There have been described the positive properties of grouting mortars and of formed rock wint AKOP admixtures. The results of the inverstigation can be found in the nonnative documents on well grouting, sent winh the aim of implementation to the drilling enterprises that belong to the Departament of geology and mineral and natural resources use in Ukraine, and to ’’Ukrgazvydobuvannia” branch company. The recommendations at cementing tehnology are introduced in drilling Companys.