Содержание к диссертации
Введение
Основные факторы заколонных перетоков, пути их предупреждения в процессе первичного вскрытия и разобщения пластов. анализ качества цементирования
1.1 Предупреждение перетоков пластовых флюидов по зако-лонному пространству скважин 9
1.2 Факторы негерметичности заколонного пространства газовых скважин 18
1.3 Анализ качества цементирования с учетом горно-геологических и технических условий строительства скважин на месторождениях крайнего севера Тюменской области
1.3.1 Географо-экономические характеристики района работ 24
1.3.2 Особенности геологического строения месторождений по интервалам бурения 27
1.3.3 Анализ качества цементирования скважин на Уренгойском, Ямбургском, Заполярном месторождениях 32
1.3.4 Сбои-отказы при цементировании обсадных колонн на примере объектов, разбуриваемых филиалом «Уренгой бурение» и ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»... 39
Предпосылки создания тампонажных систем с необ ходимыми технологическими свойствами, твердею щими в сложных термобарических условиях 57
2.1 Разработка теоретических предпосылок регулирования процес сов структурообразования при низких положительных и отрица тельных температурах 58
2.1.1 Ускорители сроков схватывания 60
2.1.2 Методика и методы проведения исследований 70
2.1.3 Методика обработки результатов экспериментов 73
2.2 Некоторые аспекты влияния различных факторов на процессы гидратации и структурообразования тампонажных материалов 77
Методические основы управления технологическими свойствами тампонажных растворов 90
3.1 Обоснование выбора вида облегчающей добавки 90
3.2 Выбор вида расширяющейся добавки 95
3.3 Методика и методы проведения исследований
3.3.1 Методы исследований 99
3.3.2 Методика исследований и обработки результатов экспериментов 108
3.4 Исследования физико-механических свойств облегченного тампонажного раствора ПО
3.4.1 Влияние микросфер на физико-механические свойства тампо нажного раствора 110
3.4.2 Результаты исследований облегченного цементного камня на воздухопроницаемость 112
3.4.3 Результаты исследований облегченного расширяющегося тампонажного раствора с облегчающей добавкой
на карбоалюминатной основе 120
4 Совершенствование технологий и технических средств для цементирования скважин месторождений крайнего севера
4.1 Использование облегчающих добавок с целью обеспечения подъема цементного раствора до устья скважин в один прием 127
4.2 Технологические особенности ведения тампонажных работ в аномальных условиях 131
4.4 Разработка конструкции и внедрение сигнального устройства по определению фактического объема прокачиваемой жидкости при цементировании скважин 133
4.4 Испытания герметичности обратных клапанов и эксплуатацион ных колонн (на примере сеноманских скважин Заполярного НГКМ) 139
4.5 Разработка технологической схемы, монтаж и внедрение агрегата
по цементированию скважин «Север-1» 150
4.5.1 Отечественная и зарубежная практика эксплуатации техники для цементирования скважин 150
4.5.2 Технологическая схема и принципы работы цементировочного агрегата "Север-1" 152
Основные выводы и рекомендации 167
Список использованных источников
- Географо-экономические характеристики района работ
- Методика и методы проведения исследований
- Исследования физико-механических свойств облегченного тампонажного раствора
- Разработка конструкции и внедрение сигнального устройства по определению фактического объема прокачиваемой жидкости при цементировании скважин
Введение к работе
Актуальность проблемы
Строительство нефтяных и газовых скважин в природно-климатических условиях Крайнего Севера осложнено наличием многолетних мерзлых пород в верхней части геологического разреза, высокопроницаемых пластов с низкими пластовыми давлениями в средней (сеноман) и низкопроницаемых пород с аномально высокими пластовыми давлениями в нижней части углеводородосо-держащего бассейна. Это предопределяет большие технологические трудности при бурении газовых и газоконденсатных скважин и требует усовершенствования существующих и создание новых технологий разобщения флюидонасы-щенных пластов с достижением обязательной герметизации заколонного пространства.
Достаточно богатая практика бурения газовых скважин показывает, что использование существующих технологических приемов, технических средств и материалов при бурении и разобщении пластов в таких сложных геологических условиях, как чередование флюидонасыщенных пластов с различными, зачастую аномальными давлениями, близкое расположение друг от друга водоносных и углеводородосодержащих пластов, бурении наклонно направленных скважин с большими отклонениями от вертикали - при постоянном повышении требований к охране недр не позволяет обеспечить необходимый уровень их качества.
Решение проблемы герметизации заколонного пространства газовых скважин с целью недопущения перетоков и, как следствие, межколонных давлений напрямую зависит от технологически грамотного регулирования свойств там-понажных материалов и необходимых добавок к ним. При цементировании скважин нет мелочей, все взаимосвязано - от выбора тампонажного материала до технологических особенностей проведения всей операции (приготовление тампонажной смеси, обеспечение режимов закачивания и продавки, получения «стоп», управление процессами структурообразования в период ОЗЦ и многое другое). Таким образом, проблема разобщения пластов газовых скважин в
сложных геолого-технических условиях до сих пор актуальна и требует постоянного внимания и совершенствования.
Цель работы. Повышение качества разобщения чередующихся разнона-порных пластов с низкими градиентами гидроразрыва разработкой специальных тампонажных материалов, технологий их применения и новых технических средств.
Основные задачи исследований и разработок
Анализ применяемых технологий цементирования скважин, выявление наиболее характерных сбоев-отказов, их классификация.
Обоснование требований к специальным тампонажным композициям для качественного разобщения склонных к гидроразрыву пластов и герметизации заколонного пространства.
3.. Усовершенствование технологии цементирования разработанными специальными тампонажными композициями и техническими элементами оснастки. Разработка нормативной документации.
4. Разработка технологической схемы, изготовление и опытно-промысловые испытания цементировочного агрегата «Север-1».
Научная новизна работы
Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность специального облегченного тампонажного материала, разработана гипотеза и объяснен механизм формирования безусадочной структуры тампонажного камня в различных термобарических условиях, получившие подтверждение в процессе широких промысловых испытаний.
Научно обоснована классификация осложнений, возникающих при проведении операций по цементированию скважин, предложена методика по их предупреждению и сформулированы требования к основным узлам цементировочного агрегата, учитывающие специфику цементирования скважин в условиях Крайнего Севера.
Практическая ценность
Разработаны составы облегченных безусадочных тампонажных композиций для различных термобарических и геолого-технических условий, обеспечившие цементирование обсадных колонн в один прием с подъемом тампонажного раствора до устья.
Разработан комплекс технических средств и технологий, который позволил: повысить уровень технической и технологической оснащенности; снизить вероятность межпластовых и межколонных перетоков; улучшить экологическую обстановку в районе ведения буровых работ; уменьшить себестоимость строительства скважин. Разработана технологическая схема и смонтирован агрегат по цементированию скважин для условий Крайнего Севера.
3. Разработанные и усовершенствованные технологии и специальная оснастка внедрены при цементировании обсадных колонн в 270 скважинах Заполярного, Ямбургского, Губкинского, Уренгойского, Ямсовейского, Юрхаров-ского, месторождений. На основе разработок получены 4 свидетельства полезных моделей, 2 патента РФ.
Апробация работы
Основные научные положения диссертационной работы и результаты внедрения докладывались и обсуждались на: заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Российского университета нефти и газа им. Губкина; на науч.-прикл. конф. «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, сентябрь 1998г.); «Термнефть» (г.Анапа, октябрь 1999г.); научн.-технич. советах ОАО «Газпром» (Москва, март 2000г., г.Тюмень, сентябрь 2001г.); науч.- техн. отрасл. конф. «Взгляд в будущее» к 25-летию 000 «Газпром-добыча Ямбург» (г. Новый Уренгой, май 2009); науч.-практ.конф. «Проблемы развития и функционирования топливно-энергетического комплекса в приполярных регионах России» (г.Новый Уренгой, май 2009 г.); геолого-технических и производственных совещаниях ОАО «НОВАТЭК», ООО «ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» (Москва, г.Тюмень, г. Новый Уренгой, 2009,2010 гг.).
Публикации
По материалам исследований и результатам промысловых работ имеются 8 публикаций, в том числе 3 - в изданиях научных журналов, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 138 наименований, 1 приложения, содержит 178 страниц машинописного текста, 28 таблицы и 14 рисунков.
Географо-экономические характеристики района работ
В подобных случаях предложено устанавливать пакеры, помещаемые между изолируемыми пластами. Ахмадишин З.Ш. показал, что при перепаде давления между пластами: АР 2 МПа - пласт изолируется цементным кольцом; 2 АР 10 МПа - требуется установка пакера во многих случаях; АР 10 МПа- разобщение возможно только с применением пакера.
Ко второй группе причин нарушения герметичности изоляции и возникновения межколонных проявлений может быть отнесено преждевременное проведение опрессовки колонны после периода ОЗЦ. При создании внутреннего избыточного давления обсадная колонна деформируется в радиальном направлении. Эта деформация передается еще не полностью сформировавшемуся, особенно в зоне мерзлых пород, цементному камню. После снятия избыточного давления обсадная колонна принимает свои первоначальные размеры, а цементный камень из-за остаточной деформации уже не находится в тесном контакте с обсадной колонной. В результате в тампо-нажном камне могут образоваться трещины, а между обсадной колонной и тампонажным камнем образуются микрозазоры, размер которых зависит от времени, прошедшего после цементирования, продолжительности опрессовки, наличия пленок бурового раствора и т.д. и может в некоторых случаях достигать 50-70 мкм [20]. При опрессовке наиболее опасны два участка - у устья скважины, где осевые напряжения достигают своего наибольшего значения и на забое, где радиальные и окружные напряжения достигают больших значений.
Третья группа факторов находится под пристальным вниманием исследователей. К ним нами отнесены процессы влагопереноса, контракции, физико-химические изменения фильтрационной корки, процессы, происходящие в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и др.
Перемещение флюидов в системе пласт - твердеющий тампонажный раствор в основном определяется контракционными и осмотическими процессами, которые проявляются с различной интенсивностью и направленностью в течениє длительного времени после цементирования [21]. За причину сообщения пластов ранее принимали образование каналов в глинистой корке или включениях ("языках") глинистого раствора за счет их обезвоживания при твердении цемента [22]. Однако образование подобных каналов возможно только в изолированной системе. В случае же контакта глинистой корки с породой, насыщенной фильтратом глинистого или цементного раствора в результате перемещения водной фазы из ПЗП каналов не образуется [13]. Установлено, что процесс поглощения водной фазы твердеющим тампонажным раствором непосредственно связан с капиллярной конденсацией, которая зависит от физико-химических и поверхностных свойств флюидов и минералов портландцемента.
Анализ исследований показывает, что наиболее опасным, с точки зрения образования флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве, является период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Первые попытки объяснения природы затрубных проявлений, физической сущности процессов, происходящих в тампонажном растворе (камне) на данном этапе цементирования на основании общих представлений, промыслового материала и очень незначительных экспериментальных данных встречаются в работах [8].В дальнейшем это направление было развито и подтверждено известными работами [10,11,14,16-19] Силой, побуждающей флюид к движению, в период ОЗЦ, является градиент давления, действующий по направлению из пласта в скважину, который возникает вследствие снижения с течением времени давления тампонажного раствора. Флюидопроводящие каналы и участки в период ОЗЦ могут образовываться как в тампонажном растворе (камне), так и по его контактным зонам [23].
К подобным выводам приходят и зарубежные ученые. Так, например Ле-вайн выделяет следующие причины флюидопроявлений.
1. Портландцементные растворы сохраняют начальные градиенты гидростатического давления во время закачки и в очень короткий период после остановки процесса. Затем градиент давления уменьшается, темп падения давления резко возрастает по достижению начала схватывания раствора. Одновременно авторы установили, что при определенных условиях давление может передаваться через столб цементного раствора. Снижение содержания свободной воды не исключает уменьшение градиента гидростатического давления, например при гидратации цемента, что позволило обосновать эффективность некоторых мероприятий.
2. Нарушение целостности цементного камня происходит в результате гидроразрыва загустевшего тампонажного раствора вследствие возникновения больших перепадов давления в заколонном пространстве.
Рассмотренные случаи в той или иной мере объясняют механизм прорыва вод в скважину в первый период ее эксплуатации или во время освоения. Причиной обводнения скважин через некоторый период их безводной эксплуатации, когда это еще нельзя объяснить подтягиванием конуса подошвенной воды, является изменение физико-химических свойств глинистой корки под действием электролитов пластовых вод [13]. Это связано с тем, что флюид под действием гидростатического давления столба промывочной жидкости и цементного раствора оттесняется фильтрующейся жидкостью на некоторое расстояние от стенки скважины и, следовательно, от глинистой корки. После прекращения фильтрации процесс расформирования зоны проникновения фильтрата в водоносном коллекторе происходит быстрее, чем в нефтеносном. В результате пластовые воды, контактируя с глинистой коркой, повышают ее проницаемость вследствие присутствия в них катионов натрия, кальция, магния и других поливалентных металлов, а также анионов хлора, сульфатов и других. Причем влияние усиливается, если при бурении применялась химически необработанная промывочная жидкость или обработанная реагентами, не стойкими к действию агрессивных пластовых вод.
Методика и методы проведения исследований
При цементировании скважины 209.4 Заполярного НГКМ устранение разгерметизации линий заняло 4 минуты, в результате была нарушена гидравлическая программа цементирования.
Таким образом, сокращение длины напорных и нагнетательных линий смонтированных из трубопроводов цементировочных агрегатов и установка вместо них стационарных линий позволят исключить остановки процесса и как следствие получение аварий и брака.
При большом скоплении специальной техники, многочисленных сменах характеристик процесса (подача жидкостей затворения, параметры приготавливаемого цементного раствора и т.д.) за короткий промежуток времени, довольно значительном расстоянии на площадке (от 50 до 250 м) на которое требуется переместиться инженеру-технологу повышение уровня взаимодействия бригад по цементированию и бурения достигается путем налаживания системы внутренней наземной связи. Эта проблема частично решена приобретением раций «Нокиа», но суровые условия позволяют ее использовать в зимнее время года не более 40 минут, а затем батареи питания требуется подзаряжать.
Одной из организационных причин поломок и сбоев является отсутствие группы техники, задействованной только на процесс цементирования, поэтому на текущую операцию техника снимается с объектов освоения, капремонта и т.д., где она выполняла работы под большими давлениями с агрессивными средами (кислоты, конденсат, дизтопливо, метанол, нефть, ЖРК-1). Как правило, именно эти единицы техники допускали наибольшее число сбоев-отказов из-за своей неподготовленности. Этому способствовало и отсутствие времени на проведение такой подготовки (переборка насоса, замена поршней, мелкий ремонт двигателя и т.д.).
Недостаточное количество ЦА-320 или СМН-20 при цементировании приводит к вынужденным технологическим остановкам, прерыванию процесса (в частности отсутствие запасного количества цемента) или выход из строя одной или нескольких цементосмесительных машин приводит к срыву процесса цементирования. Так на скважине 205 Юрхаровского месторождения при цементировании 245 мм эксплуатационной колонны, в процессе растаривания последней пачки цемента из бункера СМН-20 произошла поломка коробки отбора мощности, вследствие чего, невозможно дальнейшее приготовление и закачивание потребного объема цементного раствора (запасной СМН-20 отсутствовал). В результате неправильно организованной работы недоподъем цементного раствора до устья составил 537 м.
Первостепенной задачей для уменьшения этого вида сбоев явилось создание специализированной группы по креплению скважин, укомплектованной достаточным количеством новой и исправной цементировочной техники с высококвалифицированным персоналом, ориентированным на выполнение только задач цементирования.
Обеспечение достаточного количества тампонажной техники позволяет частично избежать простоев буровых бригад. Тем не менее, простой буровых бригад за 1997 год по вине Тампонажного управления составил 95 часов.
На отдаленных месторождениях (Заполярное, Ямбургское, Комсомольское) тампонажная техника содержится на открытом воздухе, что значительно затрудняет работы по ее обслуживанию и ремонту (особенно в осенне-зимне-весенний период). Для преодоления этих трудностей с целью улучшения работоспособности техники необходимо строительство теплых боксов и стоянок.
В Тампонажном управлении существует следующая практика работы со вспомогательным оборудованием. От уровня подготовки этого оборудования и проведения профилактических мероприятий напрямую зависит бесперебойность самого процесса.
Следует отметить изношенность парка цементировочных головок, поставленных 6-8 лет назад. В Тампонажном управлении проводятся работы не только по ремонту и профилактике цементировочных головок, а так же их модернизация. Так с целью повышения надежности конструкции сконструирован стопорной узел, в верхней крышке цементировочной головки, установлен отжимной шток для предотвращения поднятия пробки выше верхнего запорного устройства при цементировании глубоких скважин в условиях равновесия плотностей бурового и цементного растворов.
Производственная база Тампонажного управления филиала "Уренгой бурение" расположена в г.Новый Уренгой. С основными месторождениями город связан бетонной дорогой с асфальтовым покрытием. От основных дорог до буровой отсыпаются временные дороги песком, состояние их в зимнее время неудовлетворительное. До отдельных разведочных скважин отсыпки в основном отсутствуют. Проезд тампонажной техники до объектов в связи с этим затягивается до 12-18 часов, требуется дополнительная гусеничная буксировочная техника для сопровождения машин до буровой и обратно после цементирования. Особенные трудности возникают при частых ветрах, снежных заносах, больших расстояниях, в условиях ограниченной видимости отмечаются съезды техники с обочины в кювет, переворачивание груженных цементосмесительных машин и т.д.
Важным моментом организации процессом цементирования является готовность кустовой площадки на буровых. Во-первых, это касается размеров площадки и способности ее разместить всю необходимую тампонажную технику. На некоторых месторождениях (Комсомольское) кустовые площадки не позволяют расставить более 5-ти единиц техники, хотя по схеме требуется не менее 7. Такая же ситуация наблюдается по некоторым разведочным скважинам - одиночным (Ямбургское, Песцовое, Харвутинское). В большинстве случаев захламленность территории металлом, трубами, реагентами, бочками, досками, неудобен подъезд к емкостям с технологическими жидкостями, устью скважины, невозможно маневрирование техники при расстановке. Недостаточная освещенность площадок, вызывает необходимость в установке на тампонажной технике дополнительных осветительных приборов. К неудовлетворительному состоянию площадок относится и оборудование емкостей для жидкости затворения лестничными площадками и ограждениями, что вызывает увеличение времени подготовительных работ из-за неудобства приготовления технологических растворов.
Исследования физико-механических свойств облегченного тампонажного раствора
Анализ физико-механических процессов, протекающих при твердении тампонажных растворов на минеральной основе позволяет подвергнуть сомнению возможность образования гидратных фаз при взаимодействии цемент-перлит в условиях низких положительных и отрицательных температур твердения. Кроме того, прочность оболочек перлита сильно зависит от дисперсности перлитового песка. Установлено, что перлитовый песок даже самой мелкой фракции (от 0,16 до 1,25 мм) и пудры (до 0,16 мм) способен выдерживать давления до 50 МПа. А чем выше дисперсность, тем меньше вклад перлитовой оболочки в снижение плотности. Это же относится и к вермикулиту. Отмеченная автором высокая сжимаемость вермикулитоце-ментного раствора, вместе с его положительными факторами, такими как релаксация давлений при замерзании воды в межтрубном пространстве, обеспечение плавной работы насосов и т.д., снижает их эффективность по понижению плотности раствора в призабойной части скважины.
В работе [112] отмечается, что при использовании вермикулитоце-ментных растворов зачастую возникали осложнения, связанные с невозможностью проведения продавки после кратковременной остановки циркуляции. Проведенные экспериментальные исследования показали, что причиной этого является расслоение и образование вермикулитовых пробок, водяных поясов, нерегулируемое сокращение сроков схватывания. На основе этого авторами делается вывод, что вермикулитоцементные растворы данного состава и технология их приготовления не могут быть рекомендованы для крепления скважин. Отмечается возможность использования облегчающего наполнителя из кардопора [112]. Кардопор - это пористые гранулы из кардомидофор-мальдегидной смолы, приготовленные путем ее распыления с отвердителем в сушильных аппаратах. При его введении до 5 % и водотвердом отноше-нии 0,84 плотность тампонажного раствора понижается до 1200 кг/м", при этом прочность цементного камня составляет в возрасте двух суток 1,26 МПа, проницаемость 0,67-10"мкм .
В последнее время в зарубежной практике находят применение кремнеземистые добавки (кремнеземистая пыль, микрокремнеземистая добавка, микросферические частицы и.т.д.), которые в основном являются тонкодисперсными продуктами конденсации и окисления на воздухе туманооб-разного уноса электропечей в производстве ферросилиция. Удельная по-верхность 20-25 Mz/r, плотность 2200 кг/м" объемная масса 250-300 кг/м" размеры частиц 0,01-0,5 мкм. По химическому составу на 60-90 % представлены оксидом кремния. Оптимальная их концентрация 5-8 %. При этом обес-печивается получение плотности раствора 1220 кг/м". Увеличение температуры твердения с 30С и выше повышает прочность камня на сжатие с 4,5 МПа до 18,1 МПа при 70С, а при 100-200С в 3 - 4 раза выше по сравнению с тампонажным раствором с добавкой бентонита и диатомита.
Полученные результаты вполне объяснимы с точки зрения физико-химических процессов твердения минеральных вяжущих. Столь низкий температурный диапазон активности кремнезема в данном случае обусловлен его аморфным состоянием. Недостатком этого вида добавки является адсорбирование воды затворения на поверхности кремнеземистых частиц. И поэтому при низких температурах, когда растворимость кремнезема незначительна, а, следовательно, он не взаимодействует с компонентами вяжущего, повышенное водосодержание способствует понижению структурно-механических показателей формирующегося цементного камня.
Пупковым B.C., Гнездовым В.П. и др. [102-105] разработана рецептура седиментационно-устойчивого тампонажного раствора. Повышение седи 93 ментационной устойчивости обеспечивалось вводом добавок, структурирующих воду затворения. Структурирование воды затворения осуществлялось путем увеличения заряда поверхности системы водорастворимыми поверхностно активными веществами. В качестве минеральной добавки, обладающей определенным зарядом по отношению к воде затворения, был предложен мел. Повышение седиментационной устойчивости позволило авторам увеличить водосодержание и тем самым понизить плотность тампо-нажного раствора до 1650кг/м". Прочностные показатели камня в этом случае превышали требования технических условий на облегченные тампонаж -ные растворы.
Также были предложены облегчающие добавки на минеральной основе: - горелая порода вскрытых угольных карьеров (Кравцов В.М. и др. [105]); - керамзитовая пыль совместно с алюминатом натрия (Баш СМ. и др. [ИЗ]); - полыгорскит (Горский В. Д. и др. [114]); - кремнетель (Катенев Г.Ш. и др. [115]); - вспученный аргиллит (Овчинников В.П. и др. [88]); - диатомиты, трепелы, опоки, шлифовальная пыль, зола ТЭЦ [89-91 ]. Все указанные добавки в основном содержат аморфный кремнезем и их воздействие, положительные и отрицательные стороны изложены выше.
В качестве облегчающих добавок органического происхождения предложены: - графит совместно с ССБ, криолитом, углекислым кальцием (Иванова Р.П. [116]); - торф (Клюсов А.А. [111]); - карбонатополимерный шлам (Мух Т.Х. и Саницкая Ж.П. [117]); - сульфатный шлам производства борной кислоты (Хахаев Б.Н. [118]); - пенопластмассовая крошка (Каримов Н.Х. [113]); - продукт распыления водного раствора карбомидноформальдегид-ной смолы и хлористого аммония (Зельцер П.Я. [119]); - кероген - порошкообразный концентрат горючего сланца (Булатов А.И. [120]).
Указанные добавки не участвуют в формировании камня, являются балластом, а повышенное водосодержание приводит к снижению прочностных свойств формирующегося камня, повышенной его проницаемости.
В последнее время находят применение материалы при взаимодействии которых с компонентами портландцемента происходит газовыделение. К таким материалам относятся алюминиевая пудра. При ее взаимодействии с гидроокисью кальция происходит выделение газа - водорода, который и способствует, как расширению твердеющей системы, так и снижению плотности тампонажного раствора.
Наряду с вышеуказанными добавками рекомендуется для понижения плотности асбозурит и диатомит. Асбозурит состоит из смеси 70-85% весовых частей молотого диатомита и 15-30% весовых частей асбестовой мелочи. По внешнему виду это порошкообразное вещество с примесью волокон асбеста. Чем больше распушен асбест, тем меньше объемный вес асбозурита, тем больше его водопотребность. Материал гигроскопичен, при увеличении влажности от 5 до 25%, объемный вес изменяется от 450 до 700 кг/м" .
Диатомит является природной гидравлической добавкой, применяется, в основном, для повышения термостойкости и коррозионной стойкости в условиях пресных сульфатных вод. Ввиду развитой удельной поверхности диатомит обладает высокой водопотребностью, что способствует облегчению тампонажного раствора.
Разработка конструкции и внедрение сигнального устройства по определению фактического объема прокачиваемой жидкости при цементировании скважин
При проведении цементировочных работ важное значение имеет точное определение объема продавочной жидкости.
Рассмотрим некоторые аспекты по определению объемов продавочной жидкости и режимов продавки.
Известно, что, цементирование колонн является одной из важнейших операций, успех которой зависит от целого ряда геологических, технических факторов, нередко находящихся в альтернативной связи.
Например, с одной стороны форсирование процесса цементирования скважины, вызванное стремлением создать турбулентный режим в затрубном пространстве. Чтоб получить более полное замещение глинистого раствора цементным, необходимостью подъема цементного раствора на большие высоты в условиях высоких температур и давлений. С другой стороны, необходимостью уменьшения производительности насосов, осуществляющих продавку цементного раствора, с целью уменьшения гидродинамического давления на стенки скважины, чтобы предотвратить гидроразрыв пластов и недоподъем цементного раствора, а также с целью предотвратить аварийное столкновение продавочной пробки со стоп-кольцом и исключить порыв обсадной колонны или оголение башмака.
Чтобы предотвратить возникновение разрушающего гидравлического удара после посадки пробки стоп-кольцо. Последнюю порцию продавочной жидкости закачивают при минимальной производительности. Величина объема последней порции продавочной жидкости, закачку которой производят с максимальной осторожностью, определяется исходя из практического опыта в каждом конкретном районе.
Анализ многочисленных данных по законченным скважинам показывает, что в большинстве случаев, фактический объем продавочной жидкости при цементировании скважин, отличается от расчетного. Нередко эта разность достигает значительной величины (до нескольких кубических метров) и колеблется как в одну, так и в другую сторону.
По данным А.И.Булатова нередко наблюдается уменьшение объемов продавочной жидкости на 8-10% по сравнению с расчетным. Так же имели место случаи закачки продавочной жидкости больше расчетного объема. Даже в случае уточненного расчета, учитывающего газонасыщенность конкретного глинистого раствора.
Это объясняется рядом причин: неточностью замеров, ошибками при подсчете объема закаченной продавочной жидкости к искомому моменту и незнанием истинной величины коэффициента сжатия используемого глинистого раствора не отдельной его пачки, а всего объема.
Сжимаемость глинистых растворов изучались рядом авторов. Их модуль сжатия мало отличается от модуля сжатия воды. Однако это относится к полностью дегазированным растворам. В качестве продавочной жидкости используют, как правило, газонасыщенные растворы. Это заметно повышает коэффициент сжатия, вызывает ошибки при расчете потребного объема продавочной жидкости, что в свою очередь значительно затрудняет точное определение момента прекращения продавки из-за уменьшения величины ударного давления и скорости его распространения.
Из практики известны примеры, когда давление удара было едва заметным и почти не отличалось от давления посадки пробки на ограничитель давления, т.е. стоп-кольцо. Не исключено, что в отдельных случаях стоп-удар совсем не улавливают по этой же причине. Однако явления гашения гидравлического удара в колонне обсадных труб нужно рассматривать, несомненно, как факт положительный.
Как видно, вопрос о гарантированном получении момента стоп носит альтернативный характер. С одной стороны, сжимаемость глинистого раствора не позволяет точно определить потребный объем продавочной жидкости, а, следовательно, вносит ошибки при определении времени окончания продавки, что ведет к недохождению пробки или перекачке продавочной жидкости и оголению башмака, с другой - уменьшает величину прямого гидравлического удара, возникающего от мгновенной остановки продавочной пробки, нередко до такой величины, что определение момента «стоп» сильно затрудняется. А в отдельных случаях и совсем не удается. Такое явление также может привести к перекачке промывочной жидкости и порыву колонны или оголению башмака.
В случае получения неконтролируемого момента стоп давление резко возрастает и может привести к разрушению элементов низа обсадной колонны, стоп-колыда, обратного клапана.
С целью исключения ошибок, возникающих при определении момента «стоп», разработан ряд устройств, в частности одно из них - оборудование низа обсадных колонн конструкции ВНИИБТ.
Устройство предназначено для получения предварительного сигнала (в виде изменения давления), по которым возможно своевременно (до аварийного столкновения пробки со стоп-кольцом) уменьшить производительность про-давки. Устройство состоит из сигнальной трубы - корпус с отверстиями, седла, манжеты, втулки, срезных шпилек и стоп-кольца. Система отверстий на сигнальной трубе такова, что суммарная площадь отверстий убывает от максимума к минимуму в направлении от стоп-кольца к манжете (снизу вверх). Устройство устанавливается в колонне обсадных труб выше стоп-кольца на 200-300 м. Принцип работы устройства заключается в следующем. При движении продавочной пробки внутри колонны труб оно сталкивается с седлом и закрывает циркуляционное отверстие, происходит срез шпилек, и пробка совместно с корпусом продолжает двигаться вниз до получение конечного сигнала «стоп». По мере опускания сигнальной трубы вниз, отверстия через которые жидкость истекает из области между двумя трубами, постепенно, исключая из работы, т.е. суммарное проходное сечение через которое происходит местная циркуля 134 ция, уменьшается, что вызывает увеличение давления в колонне обсадных труб по заранее известному закону.
