Обоснование и получение коррозионно-стойких тампонажных материалов со смешанной конденсированной фазой для строительства скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Доровских, Иван Владимирович

• Доровских, Иван Владимирович
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Доровских, Иван Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА I. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ИЗОЛЯЦИИ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА ОБСАДНЫХ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ КОРРОЗИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ.

1.1. Материалы, используемые для крепления скважин в условиях коррозионного воздействия на цементный камень.

1.2. Технология изоляции затрубного пространства обсадных колонн нефтяных и газовых скважин.

1.3. Существующие виды коррозии цементного камня.

1.4. Основные методы исследования коррозионной стойкости цементного камня.

1.5. Выводы и постановка цели и задач исследования.

ГЛАВА II. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Теоретические исследования.

2.2. Экспериментальные исследования.

2.3. Обработка результатов экспериментальных исследований.

ГЛАВА III. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СВОЙСТВ КОРРОЗИОННО-СТОЙКИХ ТАМПОНАЖНЫХ СУСПЕНЗИЙ И ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО МОНИТОРИНГ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИННЫХ ФЛЮИДОВ в РЕАЛЬНОМ ВРЕМЕНИ.

3.1. Постановка задач экспериментальных исследований.

3.2. Исследование и анализ воздействия различных реагентов на основные свойства коррозионно-стойких тампонажных растворов

3.3. Исследование реологических, фильтрационных и физико-механических свойств коррозионно-стойких тампонажных смесей

3.4. Разработка структуры данных программного комплекса, обеспечивающего мониторинг физико-химического состояния скважинных флюидов, на примере ОАО «Самаранефтегаз».

Выводы по главе 3.

ГЛАВА IV. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ АГРЕССИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОЦЕССЫ ТВЕРДЕНИЯ И СТРУКТУРНО-ТЕКСТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ КОРРОЗИОННО-СТОЙКОГО ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ.

4.1. Анализ влияния сероводородной коррозии на стандартные тампонажные материалы.

4.2. Анализ влияния агрессивной среды на структуру коррозионно-стойкого цементного камня.

4.3. Спроектированный программный комплекс по мониторингу физико-химического состояния скважинных флюидов в режиме реального времени.

4.4. Экономическая оценка применения предложенных разработок

4.5. Практическое использование результатов работы 109 Выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование и получение коррозионно-стойких тампонажных материалов со смешанной конденсированной фазой для строительства скважин»

Актуальность темы: Сегодня большое количество мировых запасов углеводородного сырья сосредоточено в месторождениях с большим содержанием сероводорода (Кашаган до 19%, АГКМ до 22% и т.д.). Анализ промысловых данных и опубликованных работ показывает, что растет число месторождений, находящихся на завершающих стадиях разработки, в продукции которых присутствует сероводород. Многие исследователи отмечают, что около 70% коррозионных поражений эксплуатационных скважин, включая цементный камень, связано с действием сульфатредуцирующих бактерий. Сероводород оказывает разрушающее действие на цементный камень, создавая серьезную экологическую угрозу, как на поверхности, так и в окружающих скважину недрах. В настоящее время тампонажные материалы, применяемые на таких месторождениях, практически не обеспечивают образования надежного цементного камня и его необходимую долговечность в агрессивной среде. Подтверждением сказанного является наблюдающееся увеличение числа межпластовых заколонных перетоков, связанных с ухудшением качества цементного камня (до 70-80% всего фонда скважин).

Посредством существующих методик невозможно определить стойкость тампонажных материалов к коррозионной агрессии в короткие сроки, необходимые для проектирования скважин.

Таким образом, актуальной задачей исследования является разработка устойчивых к сероводороду тампонажных составов и экспресс-методики оценки их коррозионной стойкости.

Значительный вклад в развитие научных представлений о процессах тампонирования скважин и разработку коррозионно-стойких тампонажных материалов внесли Ф.А. Агзамов, М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, Ю.М. Бутт,

A.A. Гайворонский, В.В. Грачев, B.C. Данюшевский, В.В. Живаева,

B.М. Кравцов, A.A. Клюсов, H.H. Круглицкий, В.И. Крылов, Т.В. Кузнецова,

Защищаемые научные положения:

Разработанный экспресс-метод определения физико-механических свойств тампонажных материалов в условиях повышенной сероводородной агрессии позволяет эффективно выбирать и оценивать их технологические параметры применительно к различным горно-геологическим условиям.

Тампонажные материалы на основе традиционных портландцементов, полученные в результате комплексной обработки дисперсионной среды, с добавкой 0,5 % КМЦ + 5 % РДН-У, обеспечивают коррозионную устойчивость к сероводороду за счёт уменьшения пористости в 3 раза и проницаемости цементного камня более чем в 100 раз.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется высоким уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, высокой степенью сходимости их результатов и воспроизводимостью полученных данных.

Практическая значимость работы: разработанная экспресс-методика оценки коррозионной стойкости тампонажных материалов позволяет решить проблему сопоставления прочности, пористости и проницаемости тампонажных материалов, получаемых из различных составов и формирующихся в условиях воздействия агрессивной среды, в кратчайшие сроки; созданные рецептуры коррозионно-стойких и седиментационно устойчивых тампонажных суспензий позволяют повысить качество строительства скважин в сероводородсодержащей среде за счет снижения пористости и фазовой проницаемости полученного цементного камня.

Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные ее разделы докладывались и обсуждались на I Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (Самара, 2001), на Международной конференции «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2005), IV Международном симпозиуме «Техника и технология экологически чистых производств» (Москва, 2002),

Международной конференции и V международном симпозиуме молодых учёных, аспирантов и студентов «Инженерная защита окружающей среды» (Москва, 2001), Всероссийской конференции-конкурсе молодых учёных минерально-сырьевого комплекса России (Санкт-Петербург, 2003), на Всероссийских выставках-ярмарках научно-исследовательских работ и инновационной деятельности студентов, аспирантов и молодых учёных высших учебных заведений Российской Федерации (Новочеркасск, 2003 и 2005), I конференции Общества инженеров-нефтяников SPE «Student Paper Contest» (Москва, РГУНГ им. И.М. Губкина, 2005), на 51-й студенческой научно-практической конференции (Самара, 2006), на Международной конференции Всемирного общества инженеров-нефтяников SPE «International Student Paper Contest, Doctorate Division» (USA, Dallas, 2005), на Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (Туапсе, 2010), на Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Туапсе, 2011) и на семинаре, проведённом кафедрой «ТТБС» Санкт-Петербургского государственного горного университета (Санкт-Петербург, 2011).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 работ, в том числе 4 - в ведущих научных изданиях, рекомендованных ВАК РФ. i

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Доровских, Иван Владимирович

Общие выводы и рекомендации:

Таким образом, представленная диссертация является законченной научно-квалификационной работой, в которой содержится решение научно-технической задачи - обоснование и получение коррозионно-стойких тампонажных материалов со смешанной конденсированной фазой для строительства скважин, что имеет существенное народно-хозяйственное значение для нефтегазовой отрасли России.

При выполнении диссертационной работы получены следующие выводы:

1. Разработанный программный комплекс, обеспечивающий мониторинг физико-химического состояния скважинных флюидов в реальном времени, позволяет снизить аварийность при строительстве и эксплуатации скважин за счет применения коррозионно-стойких материалов при их строительстве и ремонте.

2. Получена лабораторная методика воздействия на тампонажный материал кислой среды с постоянным протеканием сероводорода через испытательный аппарат, что позволяет сохранять концентрацию Нг8 для реальных условий на заданном уровне.

3. В коррозионно-активной среде, моделирующей агрессивные сероводородсодержащие пластовые воды, наибольшую стойкость за счет внутрипорового ингибирования показали образцы цементов, содержащих добавку 0,5% КМЦ + 5 % РДН-У, что подтверждено результатами рентгеноспектрального, рентгенофазового анализа и оценкой поровой структуры камня.

4. Введение в тампонажную суспензию реагентов пластификаторов и стабилизаторов способствует значительному увеличению прочности цементного камня на изгиб (на 240%) и проницаемости (в 100 раз), снижению водоотдачи тампонажного раствора в 10-12 раз, вследствие чего повышается коррозионная стойкость крепи в агрессивных средах. Это позволяет использовать разработанный состав при порционном цементировании интервалов скважин с учетом возможной агрессии пластовых флюидов.

5. Органический реагент РДН-У удачно сочетается со стабилизатором КМЦ (или аналогичным стабилизатором ряда КМЦ), образуя при формировании тампонажного камня структуру "друг в друге", что способствует улучшению эксплуатационных свойств цементного камня.

6. Определение фильтрационно-емкостных свойств коррозионно-стойких тампонажных материалов позволяет на основе математической модели производить расчет времени безаварийной эксплуатации скважин и оценивать при этом экономический эффект.

7. Внедрение результатов исследования в производство позволяет снизить стоимость строительства 1 м эксплуатационной скважины на 535 руб.

8. Для дальнейшего улучшения качества крепления скважин представляется важным продолжение исследований по разработке тампонажных материалов в направлении увеличения их коррозионной стойкости в условиях углекислотного воздействия.

12. Булатов А.И., Куксов А.К., Обозин О.Н., Новохатский Д.Ф., Головенко Н.Г. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов // НТС. - Сер. Бурение. - 1972. -№2.

13. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений: Труды ВНИИКрнефть. -1970.-Вып. 23.

14. Булатов А.И., Иванова H.A., Новохатский Д.Ф. Влияние сероводородсодержащих пластовых вод на коррозионную стойкость цементного камня // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 7.

15. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: в 4 т. -М.: Недра, 1993- 1995. - Т. 1-4.

16. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1983.

17. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. - М.: Недра, 1987.

18. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. -М.: Недра, 1976.

19. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990.

20. Булатов А.И., Мариампольский А.Н. Химические реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-66 с.

21. Василенко И.Р., Красовский A.B., Чертенков М.В. Технология повышения качества крепления и восстановления герметичности крепи скважин в условиях повышенной коррозионной активности пластовой жидкости // НефтеГазоПромысловый Инжиниринг. - 2005. - № 2.

22. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. -М.: Химия, 1976.

64. Комохов П.Г., Комохов А.П., Черкасов В.А. и др. Механизм формирования структур в алюмосиликатных дисперсиях // Цемент. -1992.-№6.

65. Ларионова З.М. Методы исследования цементного камня и бетона: метод, пособие по применению световой и электронной микроскопии, калориметрического, рентгенографического и дифференциально-термического методов. - М: Издательство литературы по строительству, 1970.

66. Любимова Т.Ю., Ребиндер П.А. Особенности кристаллизационного твердения цементов в зоне контакта с различными твердыми фазами (заполнителями) // ДАН СССР. - Т. 163. - 1965. - № 6.

67. Мавлютов Н.Р., Агзамов Ф.А., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С. Долговечность тампонажного камня в нефтяных и газовых скважинах. - Уфа: Уфимский нефт. и газ. институт, 1987.

68. Малеванский В.Д., Грачев В.В., Цыбина Л.С. Инструкция по приготовлению и применению суффозионно-стойких цементных растворов с кольматирующими добавками и их рецептура на базе цементов для «горячих» скважин. - М.: ВНИИГаз, 1978.

69. Малеванский В.Д., Грачев В.В., Цыбина Л.С. Инструкция по приготовлению и применению суффозионно-стойких цементных растворов с кольматирующими добавками и их рецептура на базе цементов для «холодных» скважин. -М.: ВНИИГаз, 1978.

70. Мариампольский H.A., Булатов А.И. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. - М.: Недра, 1988. - 224 с.

71. Мариампольский H.A., Рябова Л.И., Новохатский И.Д., Гагай Г.И. Применение комплексонов в качестве ингибиторов коррозии // Нефтяное хозяйство. - 1988. -№ 6.

72. Методы исследования цементного камня и бетона: метод, пособие. -М.: Стройиздат, 1970.

83. Рябова Л.И. Структурообразователи тампонажных систем // Нефтяная и газовая промышленность. - Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1992. - № 1.

84. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов. - Ташкент: ФАН, 1976.

85. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. - М.: Стройиздат, 1983. -279 с.

86. Соломатов В.И., Кононова О.В. Особенности формирования свойств цементных композиций при различной дисперсности цементов и наполнителей // Известия вузов. Строительство и архитектура. - 1991. -№5.

87. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 2001. - 303 с.

88. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин / Под ред. проф. А.И. Булатова. -М.: Недра, 1981.

89. Сутягин В.В. Снижение проницаемости межпластовой изоляции в скважинах. - М.: Недра, 1989. - 264 с.

90. Тейлор X. Химия цемента. - М.: Мир, 1996. - 560 с.

91. Толкачев Г.М., Долгих Л.Н., Шилов A.M. Сероводородостойкий магнезиально-фосфатный тампонажный материал. - М.: Нефтяное хозяйство, 1986.

92. Усманов Р.А. Обоснование составов полимерцементных смесей и технологии цементирования обсадных колонн в интервалах проведения перфорационных работ: дис. . канд. техн. наук. - СПб., 2006. - 147 с.

93. Цивинский Д.Н., Живаева В.В., Шишканов Н. Определение скоростей химических реакций составляющих тампонажного камня в среде сероводорода // X Междунар. конф. молодых ученых по химии и химической технологии МКХТ-96: тез. докл. - М., 1996.

94. Цивинский Д.Н., Живаева В.В., Просин В.А. Математическое моделирование кинетики химических процессов в цементном камне под действием сероводорода // IX Междунар. конф. молодых ученых

Congr., Anaheim, Calif., 31-Nov.3, 1989: Meet. Abstr. - Colubus, 1989. -P. 57.

104. Fakhreldin Y. and other. Advanced Cement System for Acid Gas Injection Wells. SPE 132345. - Brisbane, 2010.

105. Goodwin, K., J., Crook, R., J. Cement Sheath Stress Failure. Paper SPE 20453. Presented at the 65th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in New Orleans. LA. - 1990.

106. Jennings Hamlin M. Towards computer-based microstructure models for cement-based systems / Microstruct. Dev. During Hydr. Cem.: Symp., Boston, Mass., Dec. 2-4, 1986. -Pittsbugh, 1987. - Pp. 291-300.

107. Krilov Z., Loncaric B. Investigation of Long-Term Cement Deterioration Under a High-Temperature, Sour Gas Downhole Environment. SPE 58771. - Louisiana, 2000.

108. Lecolier E., Rivereau A., Ferrer N., Audibert A., Longaygue X. Study of New Solutions for Acid-Resistant Cements. - Denver, 2008.

109. Lecolier E., Rivereau A., Ferrer N., Audibert A., Longaygue X. Durability of Oilwell Cement Formulations Aged in H2S-Containing Fluids. IADC/SPE 99105. - Miami, 2006.

110. Liu Z., Sun J. and other. Advanced Cementing System for Deep Sour Gas Wells. SPE 149063.-Al-Khobar,2011.

111. Мое G.R. and other. Innovative Well Completion Harnesses Deep, Hot South Texas Gas. SPE 84514. - Denver, 2003.

112. Moroni N., Repetto C., Ravi K. Zonal Isolation in Reservoir Containing C02 and H2S. IADC/SPE 112703. - Orlando, 2008.

113. Noik Ch., Rivereau A. Oilwell Cement Durability // SPE 56538. -Houston, 1999.

114. Ono Y. and others. Chemical analysis of Calcium silicate hydrates occurring in hydrated cement and electron microscopic observation of the texture // Symposium of science and research in silicate chemistry. - Brno, 1972.-P. 12-16.

115. Onan D.D. Effects of Supercritical Carbon Dioxide on Well Cements. SPE 12593. Hulliburton Services. - Midland, 1984.

116. Parrot LJ. Modeling of hydration reactions and concrete properties // Mater. Sci. Confer. 1. - Westerville, 1989. - Pp. 181-185.

117. Thiercelin, M., J., Baret, J., F., Dargaud, B., Rodriguez, W., J., Cement Design Based on Cement Mechanical Response, SPE Drilling & Completion, December 1998 pp. 266-273.

118. Van Breugel K. Numerical simulation of hydration and microstuctural development in hardening cement-based materials // Cement and Concrete Research, Volume 25, Issue 3, April 1995, Pages 522-530.

119. Watson Th., Getzlaf D., Griffith J. Specialized Cement Design and Placement Procedures Prove Successful for Mitigating Casing Vent Flows-Case Histories. SPE 76333. Halliburton. - Alberta, 2002.

120. Zaki Y.H. Monitoring Short-Term Corrosion Rates in Some Oilwell Cements. Original SPE manuscript. SPE 19051. - 1990.