Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ причин обводненности нефтяных и газовых скважин 6
1.1. Геолого-технические и эксплуатационные особенности цементирования скважин в сложных условиях 6
1.2. Анализ работ по разобщению пластов в условиях АНПД 12
Цель работы 40
Задачи исследований 41
2. Исследование процесса вытеснения бурового раствора при цементировании скважин 42
2.1. Характеристика вытесняемой и вытесняющей жидкостей 42
2.2. Исследования контактных зон вытесняющей и вытесняемой суспензий с буферной жидкостью 48
2.3. Аналитическое представление эффективности аэрированной буферной жидкости 56
2.4. Расчет необходимого объема буферной жидкости 60
3. Теоретические и экспериментальные исследования механизма аэрации тампонажных суспензий 70
3.1. Оценка давления за счет сил поверхностного натяжения аэрированного раствора 70
3.2. Расчет плотности и степени сжимаемости аэрированного тампонажного раствора с учетом температуры и давления 82
3.3. Экспериментальные исследования состояния газовой фазы в аэрированной суспензии 91
4. Технологические и технические решения при цементировании скважин 103
4.1. Обоснование разработки состава тампонажной суспензии 103
4.2. Гомогенизация тампонажных суспензий 107
4.3. Разработка технологии цементирования обсадных колонн в условиях ММП 109
4.4. Технологические особенности применения аэрированных тампонажных суспензий 117
5. Реализация технологических и технических разработок при цементировании скважин и оценка экономической эффективности 125
5.1. Передача разработок буровым организациям Краснодарского края и Сибири 125
5.2. Оценка экономической эффективности 131
6. Основные выводы и рекомендации 137
Список литературы 139
Приложение 149
- Геолого-технические и эксплуатационные особенности цементирования скважин в сложных условиях
- Исследования контактных зон вытесняющей и вытесняемой суспензий с буферной жидкостью
- Оценка давления за счет сил поверхностного натяжения аэрированного раствора
- Гомогенизация тампонажных суспензий
Введение к работе
В последние годы при вторичном вскрытии пластов нередко поступает обводненная продукция, а межколонные проявления и межпластовые перетоки стали привычным явлением. Обводненность по месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа приблизилась к 90%. Высокая и постоянно увеличивающаяся обводненность отмечена на нефтегазовых месторождениях Краснодарского и Ставропольского краев.
Многочисленные публикации свидетельствуют о прорыве сторонних вод в начальные периоды эксплуатации скважин по причине низкого качества цементирования обсадных колонн.
Проблема замещения бурового раствора тампонажным при цементировании давно привлекала внимание многих исследователей, как в нашей стране, так и за рубежом, и остается актуальной и в настоящее время.
Серьезной причиной низкого качества разобщения продуктивных гори-зонтов является применение чистых портландцементов. Согласно стехиометрии - представления о количественных соотношениях между массами веществ, вступающих в химическую реакцию, основанного на законах Авогад-ро, Гей-Люссака, кратных отношений, сохранения массы, эквивалентов, - в результате реакции гидратации из трехкальциевого силиката выделяется гидрооксид кальция Са(ОН)г по уравнению:
3CaOSi02 + 3H20 = Са(ОН)2 + CaOSi02 -2Н20
Образование этого вещества до 23% в массиве неминуемо влечет за собой снижение механической прочности цементного кольца вплоть до его разрушения. Становится очевидным, что флюиды беспрепятственно могут перетекать между пластами.
Основными видами осложнений при креплении скважины на месторождениях Крайнего Севера являются поглощения тампонажных растворов, недоподъемы их до требуемых высот. Особенно проблематично цементирование скважин с высокой льдистостью многолетнемерзлых пород (ММП),
большим набором кривизны и отклонением от вертикали, низкопроницаемыми коллекторами. При паротепловом воздействии, выделении тепла при твердении цемента горные породы растепляются, обваливаются в околоствольной зоне, что приводит к потере устойчивости крепи, проявлениям газа и трудно ликвидируемым авариям в случаях нарушений целостности обсадных колонн.
Решение этих проблем диссертант видит в использовании законов физико-химической механики дисперсных систем, поверхностных явлений, последних достижений в области физико-химии цементов, аналитико-математических исследований.
Анализ многочисленных публикаций отечественных и зарубежных исследователей по аэрированным суспензиям для бурения, цементирования и эксплуатации скважин позволяет отметить их высокую эффективность, надежность и экономичность. В то же время аэрированные суспензии для цементирования скважин мало изучены. До сих пор отсутствуют единые взгляды на механизм эффекта аэрации, нет объяснений значительного расхождения теоретических и экспериментальных кривых зависимости плотности аэрированного цементного раствора от давления. Недостаточно изучено взаимодействие газовых пузырьков с твердой фазой и жидкостью. Эффект ликвидации поглощений приписывается снижению плотности суспензии за счет ввода газовой фазы. Низкая растекаемость, обусловленная тиксотроп-ными свойствами, оценивается отрицательно. Недостаточно исследован флотационный эффект. Существует проблема получения гомогенных систем, устойчивость которых обеспечивала бы высокое качество раствора и камня. Имеются противоречивые сведения и о растворимости газа (воздуха) в суспензии.
Проблеме повышения качества крепи при строительстве скважин посвящены исследования Аветисова А.Г., Ангелопуло O.K., Ашрафьяна М.О., Булатова А.И., Вартумяна Г.Т., Вяхирева В.И., Гайворонского А.А., Гноевых
А.Н., Грязнова Г.С., Деткова В.П., Дона B.C., Клюсова А.А., Кошелева А.Т.,
* 4
Крылова В.И., Куксова А.К., Лукьянова В.Т., Новохатского Д.Ф., Овчинникова В.П., Рахимбаева Ш.М., Рябовой Л.И., Рябоконя С.А., Фролова А.А., Шищенко Р.И., и др. Благодаря достижениям многих ученых в этой области имеются значительные успехи.
В развитие теории твердения вяжущих веществ большой вклад внесли ученые Белов Н.В., Будников П.П., Дибров Г.Д., Ли Ф.М., Полак А.Ф., Ре-биндер П.А., Рябченко В.И., Тимашев В.В., и др. Благодаря работам Ребин-дера П.А., Овчаренко Ф.Д., Гранковского И.Г., Вагнер Г.Р., Круглицкого Н.Н., Рябовой Л.И., - появилась возможность получения тампонажных материалов с заданными свойствами и решения технологических задач для условий Крайнего Севера. Значительный вклад в теорию разрушения и вытеснения пластических масс из скважин внесли Мительман Б.И. и Гусман A.M.
В своих исследованиях диссертант использовал фундаментальные труды Coy С, Фортье А., Левича В.Г. в области механики суспензии и физико-химической гидродинамики, Кутателадзе С.С., Стыриковича М.А. - в области гидродинамики газожидкостных систем. Большой вклад в теорию и практику аэрированных суспензий внесли Амиян А.В., Гукасов Н.А., Детков В.П., Куксов А.К., Леонов Е.Г., Макаров Л.В., Межлумов А.О., Плотников В.М.
Геолого-технические и эксплуатационные особенности цементирования скважин в сложных условиях
Геологическое строение скважин оказывает существенное влияние на качество разобщения продуктивных горизонтов. Такие важнейшие геологические факторы, как забойная температура и давление, наличие в стратиграфическом разрезе многолетнемерзлых пород (ММП), солевых отложений, глин, частая перемежаемость пород, малая толщина перемычек, слабая сце-ментированность горных пород, высокие перепады давлений между продуктивными и водоносными пластами, пористость, проницаемость коллекторов создают проблему выбора тампонажных материалов и распределения их в за-трубном пространстве, а также определяют надежность эксплуатации скважин и охраны недр.
Главнейшие проектные решения: конструкция скважин, ее профиль, качество промывочной жидкости и ее химическая совместимость с тампо-нажным раствором, состояние и наличие технических средств обусловливают успешность и качество цементирования обсадных колонн.
В последние годы усложнились условия эксплуатации скважин. Стали широко применяться гидравлический разрыв пластов (ГРП), высокие давления нагнетания, близкие к давлению гидроразрыва горных пород, глубокая перфорация, создающие огромные динамические и знакопеременные нагрузки на зацементированный ствол скважины. Бурение пологих, горизонтальных скважин, многозабойное бурение требует особых технологических приемов по замене бурового раствора тампонажным, созданию цементного кольца с высокими деформационными показателями.
Следует учитывать химический состав гелеобразующих систем, полимеров при подборе рецептур тампонажных растворов, а также концентрацию кислот и других химических веществ для обработки призабойной зоны пласта.
Климатические условия также вносят свою лепту в цементирование скважин. Хотя нормативными документами [42] и запрещено проведение работ при температуре воздуха ниже 40С, но руководители вынужденно идут на нарушение. Длительная промывка спущенной в скважину обсадной колонны труб без движения может привести к серьезным осложнениям, вплоть до ликвидации скважины. Расхаживание колонны далеко не всегда возможно из-за недостаточной грузоподъемности лебедок буровых установок. Суровый климат Сибири, Крайнего Севера при сезонных поставках тампонажного цемента, бентонита, жидких химических реагентов, полимеров является причиной непригодности их для цементирования скважин. Большинство газовых, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений находится в районах Крайнего Севера. В качестве конкретного примера условий крепления скважин приведем Комсомольское месторождение, расположенное в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Здесь морозы достигают минус 50-60С. Зима продолжительная и холодная, лето короткое. Зимой нередко бывают снежные бури, пурга; скорость ветра достигает 10-16 м/с.
Месторождение уникально по сложности геологического строения. В его разрезе вскрыто 52 продуктивных пласта, в которых содержится 144 залежи. В 10 пластах находится газ, а в 42 - нефть, газ и конденсат. Этаж нефтеносности составляет 1800 м. Дебиты пластов невелики - от 0,6 до 205 т/сут нефти (табл. 1). Газовые факторы чрезвычайно высоки - 2350 и 3275 м /м соответственно в Кі(БП4) и Кі(БП1/6), сеноман в интервале 850-900 м загазован. Газоносность месторождения отражена в табл. 2.
Свободный дебит пласта Кі(БПі/7) всего в 2-метровой толще доходит до 1106 тыс м/сут. Общая минерализация пластовых вод изменяется в пределах 16-21 г/л (табл. 3). Воды относятся к слабоминерализованным. Де-бит воды в интервале 900-1200 м находится в пределах 2-3 тыс. м /сут, а на глубинах 1890-2230 м - около 100 м3/сут.
Исследования контактных зон вытесняющей и вытесняемой суспензий с буферной жидкостью
Успех технологической операции по замещению бурового раствора буферной жидкостью и заполнению объема вытесненной жидкости тампо-нажным раствором связан с созданием условий максимального расширения поля скоростей вытесняющей жидкости в сложной конфигурации канала за-трубного пространства.
Полнота замещения характеризуется коэффициентом К, равным отношению объема вытесненного бурового раствора Vp к объему ствола скважины V, занимаемому до процесса вытеснения: К = V/V. Объем скважины вычисляется по интегральной кавернограмме. При полном замещении К = 1. Практически этого достичь невозможно.
Попытки определения величины К в лабораторных условиях не были успешными. Весьма трудно создать подобие скважины на экспериментальном макете.
Нами предпринята попытка определения зон смешения на нескольких скважинах. Для этого на устье скважины отбирались пробы вытесняемых суспензий при цементировании эксплуатационных колонн с точным фиксированием времени. По изменению плотности и вязкости устанавливались границы раздела буферной жидкости с тампонажным и глинистым растворами. Высоту участка h зоны смешения определяли путем умножения скорости восходящего потока -о на время t движения зоны раздела h = v,a объем зоны вычисляли по формуле V = S h, где S - площадь кольцевого зазора. Результаты отбора проб показали, что в случае применения воды границы зон смешения отбиваются при объеме буфера больше 4 м3. Остальные пробы не позволили выполнить оценку вытеснения, т.к. не удалось выделить «чистой» порции буфера, содержащего песок. Добавление песка приводит к загрязнению жидкости продуктами эрозии глинистой корки и промывочной жидкости.
Теоретический и практический интерес представляют визуальные оценки консистенции образующихся смесей в нисходящем и восходящем потоках. К сожалению, турбулентный режим не давал возможности визуально наблюдать течение и выделять объемы зон смешения. Поэтому все опыты проводились только при структурном режиме, который не соответствует реальным скважинным условиям при работе буферных жидкостей.
Исследования проводились на макетной установке, изображенной на рис. 3. Прозрачные стеклянные трубки 1 диаметром 36 мм длиной 1 м соединялись между собой резиновыми муфтами 3. Дно нижней трубки герметично запаяно, а к верхней открытой трубке припаян сливной носочек б с краном. Внутрь собранных трубок («скважины») спустили трубки 2 диаметром 18 мм длиной 1 м, соединенные также резиновыми муфтами 3 («обсадные трубы»). На каждую трубку припаяна крестовина 4 («центратор»). Верх колонны заканчивается гнутой конусной трубкой 8, к которой эластично подсоединен ручной поршневой насос 7. Испытуемые жидкости поступают в цилиндр насоса через заливную воронку 9 с краном. Вся собранная макетная установка длиной 6 м крепится к вертикально поставленному штативу (на рис. не показано). Насос крепится на площадке (балконе). Методикой исследований имитировался процесс цементирования скважин. Макетную установку наполняли буровым раствором через насос. Излишки его стекались в приемную емкость 5. Буферная жидкость заливалась через воронку 9 и вытесняла буровой раствор, когда ее плотность р2 превышала плотность бурового раствора Pi. Скорость движения жидкостей регулировалась краном 6 сливного носочка и соответствовала структурному режиму течения (выбрана по [19]). При pi p2 буферная жидкость нагнеталась насосом 7.
В опытах использовались наиболее распространенные в промысловой практике буферы: вода, вода с химреагентами (КМЦ, гипан, окзил, ПВС, НТФ, сульфанол), буферный порошок МБП-С моющего типа, нефть, солярка, бентонитовый раствор.
Оценка давления за счет сил поверхностного натяжения аэрированного раствора
Наличие газовой фазы в буровом растворе улучшает условия выноса шлама, не позволяет ему седиментировать при остановке циркуляции [103]. Флотационный эффект в аэрированной буферной жидкости проявляется в удержании крупнозернистого кварцевого песка, гематита во взвешенном состоянии. Роль пузырьков воздуха заключается еще и в том, что взвешенные крупные твердые частицы в движении потока создают ранний переход от структурного к турбулентному режиму при критических значениях числа Рейнольдса 180-200 [6]. С. Coy [105] показал, что расширению поля скоростей потока способствует и явление возрастания концентрации твердых частиц в удалении от центра канала. Экспериментально перемещение в потоке твердых частиц к стенке трубы наблюдали A.M. Гусман, Б.И. Мительман, Е.М. Соловьев. А. Фортье [112] установил, что с вводом в жидкость твердых частиц у стенки канала образуется пульсация с квадратичной скоростью.
Отметим, что результаты приведенных теоретических исследований нашли практическое применение в процессе замещения бурового раствора буферной жидкостью при цементировании скважин. В нисходящем потоке кварцевый песок и гематит, двигаясь в пристенном слое обсадной колонны, очищают, соскабливают, смывают и вытесняют буровой раствор в затрубное пространство. При выходе из башмака колонны кинетическая энергия аэрированной буферной жидкости переходит в потенциальную. Сжатые до этого пузырьки воздуха расширяются, увеличивая поле скоростей в пристенном слое скважины. Твердые частицы, перемещенные в эту же область, сдирают рыхлый слой глинистой корки и, покрывая оставшуюся корку песком и гематитом, способствуют уплотнению контакта тампонажного камня с горными породами.
Регулируемая плотность, высокая несущая способность, флотационные свойства газированных жидкостей и пен эффективно используются при вызове притока, добыче продукции пласта на истощенных месторождениях. Они эффективно удаляют из скважины песок, пропант после гидравлического разрыва пластов, технологические жидкости из обводнившихся скважин.
Аэрация тампонажной суспензии непременно придает системе тиксо-тропные свойства. Пленки пузырьков воздуха за счет сил поверхностного натяжения удерживают твердые частицы суспензии в статических условиях, образуя устойчивую систему с высокой «ложной» вязкостью. Так, растекае-мость D = 24 см тампонажного раствора с водосмесевым отношением В/С = 0,5, плотностью 1860 кг/м3 при вводе в него воздуха мгновенно снижается до D = 12 см. Раствор приходит в нетекучее состояние. Однако стоит его встряхнуть, перемешать при низком градиенте давления или продолжить прокачку насосом, так студенистая структура разрушается, падает вязкость и текучесть восстанавливается.
Тиксотропное восстановление структуры - механически обратимый изотермический процесс, который воспроизводится многократно. Покажем это на эксперименте по записи кривой консистенции, которая отражает совокупность реологических, вязкопластичных и вязкоэластичных свойств тампонажного раствора во времени.
Отечественная конструкция консистометра КЦ-3 позволяет записать кривую загустевания тампонажного раствора при температуре опыта до 200С и давлении до 100 МПа. Однако определение консистенции аэрированного, сжимаемого, тампонажного раствора, приготовленного в атмосферных условиях, не имеет смысла, поскольку его показатели консистенции на предельной глубине и устье скважины будут значительно отличаться. Технологически правильнее суспензию сжать при определенном, равном забойному, давлении и только тогда производить запись показаний консистометра. Для этого в конструкцию стакана КЦ-3 были внесены незначительные изменения.
Тампонажный раствор готовился из смеси портландцемента сухолож-ского завода марки ПЦТ I-G (70%) с кварцевым песком (Пуровский район Тюменской области; 27%), глинопорошком немодифицированным (3%) с во-досмесевым отношением 0,5. После 3-минутного перемешивания в сферической чашке суспензия заливалась в цилиндр установки, изображенной на рис. 8, и аэрировалась. Степень аэрации составляла около 4,5 при полном насыщении воздухом через 3.. .4 мин перемешивания лопастной мешалкой. Плот з ность суспензии после аэрации снизилась с 1760 до 480 кг/м при 100-процентной устойчивости. Затем приготовленный аэрированный раствор помещался в стакан, и через дополнительный цилиндр ручным прессом производилась дозаливка путем нагнетания такого же раствора при условно выбранном давлении 30 МПа. Сжатая в стакане суспензия соответствовала плотности 1260 кг/м3 (по затвердевшему камню).
С момента приготовления аэрированного раствора до включения измерительного узла консистометра прошло 13 мин, однако, как видно из рис. 5, суспензия легко стронулась (кривая 1) при начальной условной вязкости г = 2,5 УЕК (условная единица консистенции). После 30 мин измерения КЦ-3 отключили на 30 мин. Столь длительная выдержка суспензии в статике с начальной растекаемостью D = 12 см (до поднятия плотности с 480 до 1260 кг/м3 при Р = 30 МПа) не привела к заметному увеличению консистенции. Через 80 мин опыта снова произвели остановку на 10 мин. Консистенция почти не изменилась и после второй выдержки. Только в конце опыта, через 2 ч, аэрированный раствор начал загустевать. Загустевание совпало с началом схватывания 2 ч 15 мин при Т = 75С и Р = 30 МПа. Чтобы рельефно выделить вклад воздушной фазы приготовили идентичный неаэрированный трехкомпонентный раствор равной плотности 1760 кг/м при том же В/С = 0,5. Консистенция неаэрированного раствора увеличилась в 2 раза (кривая 2). Вязкость при перемешивании также увеличилась до 5 УЕК.
Гомогенизация тампонажных суспензий
Из практики цементирования скважин аэрированными суспензиями известно, что при отсутствии необходимых поверхностно-активных веществ в ряде случаев удавалось получить устойчивую систему за счет ввода дополнительных добавок. Известно [104], что устойчивость пенных систем повышается при наличии частиц твердой фазы. Поэтому подбор состава тампо-нажной суспензии оказывает существенное влияние на эффективность применения аэрации.
На наш взгляд, необходимо отказаться от применения чистых порт-ландцементов при креплении любых назначений обсадных колонн и при ре-монтно-изоляционных работах. Добавка в цементно-песчаные растворы 3-4% бентонитовой глины значительно снижает водоотдачу, увеличивает седимен-тационную устойчивость суспензии. Малые добавки высокодисперсного бентонита положительно влияют на микроструктуру, поровое состояние камня, снижая его проницаемость.
Кроме глинистых минералов для улучшения реологических и структурно-механических свойств тампонажных растворов необходимо использовать малые добавки высокодисперсных окислов кремния - аэросила, буток-сиаэросила. Исследования показали, что добавка аэросила 0,1% с удельной поверхностью 175 м /г увеличивает плотность структуры благодаря наличию большого количества фазовых контактов. Электронно-микроскопические исследования подтвердили предположение о более упорядоченной микроструктуре в аэросилсодержащих камнях. Бутоксиаэросил, введенный в цементно-песчаную смесь с 3% бентонитом, способствует созданию определенной пространственной структуры и придает ему большую подвижность и седимента ционную устойчивость, резко снижает газоводопроницаемость и дополнительно уменьшает плотность за счет адсорбционного воздухововлечения.
Аналитические исследования химического взаимодействия каждой добавки с насыщенным раствором гидроокиси кальция, который образуется по стехиометрии, показали (рис. 10), что все компоненты с первых минут начинают связывать известь с образованием низкоосновных гидросиликатов кальция. Разница видна лишь в скорости взаимодействия добавок. Аэросил (кривая 1) бурно реагирует с известью в первые 4 часа, затем скорость реакции замедляется. Бутоксиаэросил (кривая 2) интенсивно взаимодействует в течение 8 часов. Бентонитовый глинопорошок (кривая 3) и кварцевый песок (кривая 4) вступают в реакцию медленно и долго взаимодействуют. Процесс замедляют гидратные оболочки, адсорбированные на песчинках.
В последние годы во многих нефтегазовых районах страны стали применять полимеры для стабилизации цементных растворов. Ввод в жидкость затворения высокомолекулярных водорастворимых полимеров приводит к повышению водотвердого отношения (табл. 12, 13). Так, добавка к цементу 0,2% гипана сильно загущает раствор. Чтобы получить приемлемую расте-каемость 23 см (поз. 2) пришлось повысить В/Т с 0,5 (поз. 1) до 0,6 (поз. 2). Двухсуточная прочность камня снизилась с 6,2 до 5,0 МПа.
