1764

Повышение эффективности водоизоляционных работ при использовании растворов ЗАО Химеко-ГАНГ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объект

ID: 185264
Дата закачки: 10 Ноября 2017
Продавец: nakonechnyy.1992@list.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Повышение эффективности водоизоляционных работ при использовании растворов ЗАО Химеко-ГАНГ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад Сидоров

Особое значение в ограничении добычи попутной воды, повышении охвата пластов заводнением и увеличением нефтеотдачи играют водоизоляционные работы.
Изоляция обводнившихся пластов приводит к уменьшению неоднородности, что позволяет повысить коэффициент заводнения и, следовательно, нефтеотдачу.
Цементирование решает следующие задачи:
а) изоляция проницаемых горизонтов друг от друга и предотвращение перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству;
б) удержание в подвешенном состоянии обсадной колонны;
в) защита обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей, способных корродировать ее наружную поверхность;
г) устранение дефектов в крепи скважины;
д) создание разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;
е) создание высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки;
ж) изоляция поглощающих горизонтов;
з) упрочнение стенок скважины в осыпающихся породах;
и) уменьшение передачи тепла от потока, движущегося по колонне труб в скважине, к окружающим породам;
к) герметизация устья в случае ликвидации скважины.
Для цементирования скважины используют специальную технику: смесительные машины, насосные цементировочные агрегаты, осреднительную емкость для перемешивания разных порций тампонажного раствора перед закачкой в скважину, систему трубопроводов с быстросъемными соединениями, металлические рукава с гибкими шарнирными соединениями, цементировочную головку и др.
Показываю чертеж АЦ-32К.

В скважине был заколонный переток. Было принято решение об установке цементного моста в зоне перфорации продуктивного пласта, его разбуривании, простреле специальных отверстий напротив водоносных интервалов. Закачка водоизолирующей композиции для создания водонепроницаемого экрана проводилась через специальные отверстия с последующим докреплением цементным раствором.
После перестрела старого интервала перфорации и освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован.
Показываю чертеж Схема проведения РИР

После проведения обработки скважина оборудуется фонтанной арматурой.
Показываю чертеж Фонтанная арматура

В результате проведения изоляционных работ по скважинам Лянторского месторождения произошло увеличение дебита скважины на 16,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3366,6 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2286,33 руб.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели

Вопрос1. Каковы причины обводнения скважин?
Основные причины обводнения следующие:
 подтягивание конуса подошвенной воды,
 поступление нагнетаемой и контурной воды по пласту,
 затрубная циркуляция,
 потеря герметичности эксплуатационных колонн, подъем водонефтяного контакта.

Вопрос 2. Как проводят изоляцию верхних вод?
Изоляцию верхних вод, если они проникают из пласта через дефект в эксплуатационной колонне, осуществляют:
– заливкой водоцементного раствора через дефект в колонне и последующим разбуриванием цементного стакана;
– заливкой водоцементного раствора с последующим вымыванием излишка раствора;
– спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим цементированием;
– установка пакеров.

Вопрос 3. Что такое пакер?
Пакер предназначен для герметичного и надежного разобщения требуемых интервалов ствола эксплуатационной колонны и защиты ее от динамического и агрессивного воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.

Вопрос 4. Что такое перфорация?
Перфорация это процесс создания отверстий в эксплуатационной колонне, цементном камне и породе для притока жидкости из скважины.
ВВЕДЕНИЕ

Отличительной особенностью процесса разработки нефтяных место-рождений с искусственным заводнением является прогрессирующее обвод-нение скважин по мере выработки извлекаемых запасов. В связи с тем, что многие месторождения вступают в более поздние стадии разработки, харак-теризующиеся высоким обводнением продукции скважин, проблема ограни-чения отбора воды приобрела в последние годы исключительную актуаль-ность. В условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных гори-зонтов, разработки их сеткой скважин и общим фильтром постепенное об-воднение нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин.
На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строени-ем и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой – с применяемой системой разме-щения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий большое число скважин обводняется из-за проры-ва вод по отдельным высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства, а также из-за подтягивания конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где скважины с первых же дней эксплу-атации начинают давать обводнённую продукцию. Преждевременное обвод-нение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие не-производительные затраты на добычу, транспортирование попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования.
В процессе разработки месторождений проблема ограничения водо-притоков в добывающие скважины становится все более актуальной. Резко возрос объем скважин, вышедших из бурения и требующих ремонта по при-чинам прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположен-ных к продуктивной зоне водонасыщенных пластов, заколонной циркуля-ции. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освое-ния, составляет более 15-20%. Поэтому в среднем почти в 2 раза увеличива-ется темп обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации.
Работа большого числа скважин из-за высокой обводненности нерен-табельна. Такие скважины активно пополняют бездействующий фонд, кото-рый в настоящее время насчитывает более 30 тыс. скважин. По отдельным месторождениям Западной Сибири фонд бездействующих скважин составля-ет 40-50% эксплуатационного.
Основные причины обводнения следующие:
 подтягивание конуса подошвенной воды,
 поступление нагнетаемой и контурной воды по пласту,
 затрубная циркуляция (межпластовые перетоки),
 потеря герметичности эксплуатационных колонн, подъем водо-нефтяного контакта.
Технологии обработки скважин предназначены для изоляции путей об-воднения в добывающих и снижения непроизводительной закачки воды в нагнетательных скважинах и включают комплекс технологических приемов и реагентов для обработок.
Любые технологии воздействия на пласты не могут быть успешными без тщательного предварительного изучения состояния скважин комплексом геофизических методов. Важным моментом при планировании мероприятий по ограничению водопритоков является точное определение источника об-воднения скважины и только на этой основе проведение выбора технологий для применения в каждом конкретном случае. Также целесообразно прове-дение теоретических и лабораторных исследований применительно к объек-там разработки, с использованием кернового материала и модельных объек-тов.
ЗАО « Химеко-ГАНГ» разработало и внедряет селективно изолирую-щий состав ВИС-1 и тампонажные составы ТРУО-С и ТРУО-Э для обработ-ки нагнетательных и добывающих скважин, которые отличаются высокой эффективностью.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Причины обводнения скважин

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление вначале немного снижа-ется, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени. Под действием постоян-ного напора краевых вод, происходит постепенные подъёмы водонефтяного контакта и обводнение добывающих скважин.
С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образуется зо-на пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зёрна породы под действием упругих сил начинают расширятся, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжаю-щийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая дру-гие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющейся воды и зерён породы на огромной площади. Создаваемый ими напор спо-собствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начина-ется внедрение воды в залежь и неравномерное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вследствие этого возрастает процент об-воднённости продукции.
При разработке нефтяных месторождений посторонняя вода может по-ступать в скважину в период её освоения, по окончании бурения, после не-продолжительной или длительной эксплуатации.
Причины прорыва посторонних вод: недоброкачественное цементиро-вание эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных;
Нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цемент-ного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, экс-плуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне, вслед-ствие недоброкачественного металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин);
Разрушение колонны в процессе освоения скважины, повреждение ко-лонны при текущем и капитальных ремонтах.
Определяющую роль при разработке залежей массивного типа имеет вертикальная трещиноватость.


Рис.2.1. Возможные пути движения пластовых вод при эксплуата-ции скважины
I  – продукция скважины;
II – вода;
III – нефть в изолированном пласте;
IV  – вода в изолированном пласте;
А – переток воды между пластами;
B  – прорыв верхних вод через дефект в эксплуатационной колонне;
C  – прорыв верхних вод через дефект в цементном камне:
D  – подошвенные воды;
E  – нижние воды, поступающие через дефект в цементном стакане.

2.2 Виды ремонтно-изоляционных работ

Особое значение в ограничении добычи попутной воды, повышении охвата пластов заводнением и увеличением нефтеотдачи играют водоизоля-ционные работы. Роль их в процессе разработки месторождений постепенно возрастает. Ремонтно-изоляционные работы применяются для решения сле-дующих основных задач:
Регулирование выработки пластов неоднородного расчленённого экс-плуатационного объекта путём изоляции обводнённых пластов и прослоек.
Для снижения водопритоков (ограничение водопритоков).
Для обеспечения охраны недр и природных ресурсов при эксплуата-ции нефтяных месторождений ("изоляция по охране недр и природных ре-сурсов").
Изоляционные работы, проводимые для решения ряда специальных задач по доразведке, возврату на другие горизонты ("специальные работы").
Изоляция обводнившихся пластов приводит к уменьшению неоднород-ности, что позволяет повысить коэффициент заводнения и, следовательно, нефтеотдачу.
Изоляционные работы являются одним из наиболее мощных рычагов регулирования разработки, а отключение высокопроницаемых обводнённых пластов из эксплуатации является условием обеспечения высокой нефтеотда-чи и достижения высоких технико-экономических показателей разработки.
При изоляционных работах приходится выполнять изоляцию верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных вод по отклонению отдельных пластов и вод, поступающих через соседнюю скважину.
Изоляцию верхних вод, если они проникают из пласта через дефект в эксплуатационной колонне, осуществляют:
– заливкой водоцементного раствора через дефект в колонне и после-дующим разбуриванием цементного стакана;
– заливкой водоцементного раствора с последующим вымыванием из-лишка раствора;
– спуском дополнительной предохранительной колонны с последую-щим цементированием;
– установка пакеров.
Если вода поступает по заколонному пространству через отверстия фильтра, то фильтр скважины (на высоту продуктивного пласта) изолируют песчаной пробкой и при необходимости создают цементный стакан. Если верхняя граница должна располагаться ниже дефекта в колонне или перфо-рационных отверстий, из которых поступает вода.
Изоляция нижних вод зависит от места их проникновения в эксплуата-ционную колонну. При попадании их через цементный стакан на забое сква-жины из пласта последний разбуривают до забоя и промывают. После этого его цементируют. Нижние воды, проникающие через дефекты вдоль экско-лонны, можно изолировать через специальные отверстия, предварительно перфорируемые в колонне между продуктивным и водонасыщенным пла-стом.
При использовании разбуриваемого пакера поступают следующим об-разом. В скважину на заливочных трубах спускают пакер и устанавливают его между фильтром скважины и специально перфорируемыми отверстиями в колонне. После герметизации кольцевого пространства нагнетают воду в заливочные трубы и промывают каналы в заколонном пространстве, по ко-торым происходил ток жидкости. При этом промывочная вода поступает в заколонное пространство через перфорированные отверстия и, пройдя по заколонным каналам, выходит в пространство над пакером. После промывки по заливочным трубам закачивают цементный раствор, который продавли-вают через перфорированные отверстия в промытые заколонные каналы. Давление продавки должно быть не менее 5 МПа на 1 м высоты цементного кольца. В результате сеть имеющихся трещин заполняется цементным рас-твором.
После продавливания давление снижают, скважину закрывают на ОЗЦ. ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента. Повторно вскрывают продуктивный пласт с помощью кумулятивного или гидропескоструйного перфоратора. Для изоляции подошвенных вод создают в призабойной зоне пласта водоне-проницаемый экран закачкой цементного раствора в трещины образованные при ГРП пласта в нужном сечении, либо заполнением цементом кольцевых щелей, созданных с помощью уплотнённой кумулятивной или гидропес-коструйной перфорации.
После этого ниже перфорационных отверстий создают цементную пробку, а затем в образовавшиеся щели нагнетают цементный раствор, для чего устанавливают пакер выше перфорированных отверстий на заливочных трубах. Далее вымывают лишний раствор, удаляют пакер и при необходи-мости повторно перфорируют. Для отключения перфорированного интерва-ла наиболее часто применяют колонну-летучку.
Важнейшей задачей эксплуатации обводнённой скважины является определение необходимости и своевременное осуществление мероприятий по изоляции каналов водопритока или отключению обводнённых пластов.
Осуществление ремонтно-изоляционных работ в каждой скважине за-висит от степени рациональности происходящего в ней обводнения. При не-рациональном обводнении в скважину поступают воды, не вытесняющие или почти не вытесняющие нефть. К видам нерационального обводнения скважин относятся:
Обводнение скважин посторонними водами (нижние, верхние);
Обводнение подошвенными водами, проникающими к фильтру по кольцевому пространству;
Обводнение скважин из маломощного высокопроницаемого интервала продуктивного пласта.
2.3 Технологии ликвидации заколонных перетоков с ис-пользованием цемент содержащих составов

Данная технология предусматривает ликвидацию заколонных перето-ков и восстановление цементного камня за эксплуатационной колонной выше или ниже продуктивного горизонта, а также между ними. Включает в себя перфорацию изолируемого участка и восстановление цементного камня за колонной цементным раствором на углеводородной основе, при помощи па-кера, с последующим тампонированием под давлением.
При переходе на эксплуатацию вышележащего продуктивного гори-зонта – предусматривает перфорацию низкопроницаемого участка и восста-новление цементного камня и ликвидацию заколонных перетоков при помо-щи пакера устанавливаемого выше перфорируемого участка.
Тампонажный раствор на углеводородной основе (ТРУО) предназна-чен для крепления продуктивного горизонта, ремонтно - изоляционных ра-бот (РИР) в температурном интервале от 45°С до + 100°С.
Применение растворов типа ТРУО позволяет:
 за счет низких фильтрационных потерь закачать расчетный объ-ем необходимый для осуществления ремонта обсадной колонны или восста-новления цементного камня за обсадной колонной;
 уменьшить опасность водогазонефтепроявлений за счет высокой тампонирущей способности ТРУО;
 сохранить устойчивость ствола скважины и естественную прони-цаемость коллекторов, сократить время освоения и повысить дебит скважин ;
 цементный камень из ТРУО гидрофобен, стоек в агрессивных средах (быстрорастворимые соли, сероводород).
Тампонажный раствор на углеводородной основе готовится по обыч-ной технологии, используя в качестве жидкости затворения обратную эмуль-сию требуемой устойчивости. Устойчивость обратной эмульсии (электро-пробой) контролируется прибором ПЭС-1000 (Fann). Рекомендуемый интер-вал свойств обратной эмульсии представлен в таб. 2.1.
Таблица 2.1.
Свойства обратной эмульсии (жидкости затворения)
Показатели Рекомендуемые величины
Плотность, г/см3  0,90 – 0,93
Условная вязкость при 20°С, с  20-30
Напряжение электропробоя, В  100-400


В таблице 2.2 приводится общий расход материалов для приготовле-ния 1 м3 раствора ТРУО.
Таблица 2.2
Расход материалов для приготовления 1 м3 ТРУО
Наименование Показатели
Плотность, кг/м3  1700-1900
Растекаемость, см не менее  18-24
Время загустевания, час  2-5
Фильтрация, см3/30 мин, не более  10
Прочность камня через 24 часа,
на изгиб МПа, не менее
на сжатие МПа, не менее  
5,0
9,0



2.4 Технологии ликвидации заколонных перетоков с использованием безцементных составов

При реализации технологии ликвидации заколонных перетоков, необ-ходим состав, который позволял легко фильтроваться в трещины цементного камня и зазоры между цементным камнем и породой и в то же время после застывания обладать хорошими структурно-механическими свойствами. Ис-пользование цементных растворов в данном случае может не позволить эф-фективно ликвидировать заколонный переток вследствие низкой фильтруе-мости.
ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало изоляционный состав ВИС-1 и тех-нологию на его основе, которая позволяет проводить ликвидацию заколон-ных перетоков, как нагнетательных так и добывающих скважин.
Селективные свойства ВИС-1 (рис.2.1) позволяют не опасаться сниже-ния продуктивности при попадании состава в продуктивный пласт. Техноло-гия применения ВИС-1 отличается простотой реализации на стандартном оборудовании, применяющемся при ремонте скважин.
Значительным преимуществом состава ВИС-1 является замедленное время гелеобразования, которое регулируется в широком диапазоне от 4 до 12 часов. Такое значительное время гелирования позволяет закачивать в пласт значительные объемы состава и в отличие от полимерных, кремнеор-ганических и фенолфармальдегидных составов получать водоизоляционные экраны значительной протяженности. ВИС-1 является селективным материалом.







Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате проведения изоляционных работ по скважинам место-рождения произошло увеличение дебита скважины на 16,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3366,6 тон-ну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2286,33 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от проведения изоляционных работ в сумме 12,2 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 23,7 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 19,46 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 2286,33 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности проведения изоляционных работ по скважинам ме-сторождения.







ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных и газовых скважин, а также при капитальном их ремонте применяют тампонажные це-менты, представляющие собой в основном разновидности портландцемента. Тампонажные цементы используют для цементирования нефтяных скважин, цель которого — изолировать продуктивные нефтеносные слои от водонос-ных, а также отделить нефтеносные слои друг от друга при многопластовых залежах нефти. Цементирование (тампонирование) — весьма ответственная стадия сложного процесса бурения; качество цементирования часто опреде-ляет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении — возможность правильной оценки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении.
При цементировании скважины в нее опускают колонны обсадных стальных труб разного диаметра и заполняют образовавшееся кольцевое пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быст-ротвердеющим цементным раствором. Известны несколько методов цемен-тирования скважин: прямое цементирование, монтажная заливка, цементиро-вание хвоста, цементирование через заливочные трубы при ремонтных рабо-тах, обратное цементирование, многоступенчатая заливка и др. Многообра-зие методов обусловливается специфическими особенностями месторожде-ний, различным характером расположения продуктивных и водоносных слоев, наличием трещин и каверн в породах и др.
Наиболее распространено прямое цементирование. Через колонну стальных труб, опущенную на рассчитанную глубину и соответствующим образом подвешенную, подается глинистый раствор для промывки скважин перед цементированием. После промывки в колонну опускают так называе-мую нижнюю пробку с центральным отверстием, закрытым стеклянной пла-стиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб. Затем на опущенную пробку в колонну быстро накачивается с помощью цементировочных агре-гатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опускают верхнюю глухую пробку. Наконец, на верхнюю пробку накачива-ется под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цемент-ный раствор, заключенный между нижней и верхней пробкой, движется вниз. Когда нижняя пробка достигает заранее установленного на обсадных трубах упорного кольца, несколько повышается давление, и стекло нижней пробки раздавливается. Цементный раствор через образовавшееся отверстие прохо-дит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая, в свою оче-редь, находившийся в скважине после бурения глинистый раствор. Когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления на манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанавливается.
Установлено, что глинистый раствор отрицательно влияет на твердение цемента при их смешивании, когда цементный раствор проходит в затрубное пространство. Перфорация цементного камня в скважине также влияет на его прочность, снижая ее в зависимости от\' многих факторов и в особенности от вида перфорации — пулевой или торпедной. Крайне важно, чтобы при це-ментировании подъем цементного раствора в затрубном пространстве осу-ществлялся с определенной скоростью не менее 1,5 м/с. Это способствует лучшей очистке стенок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца. Во время цементирования точно контролируют объемы цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в ко-лонну, и тщательно следят за изменением давления раствора. Экзотермия цемента способствует повышению этого давления. После проверки высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 и реже 48 ч до полного затвердевания цемента. За-зор между стенкой скважины и наружным диаметром обсадных труб, запол-ненный цементным раствором, составляет примерно 15—50 мм. По истече-нии установленного срока твердения цементного раствора обсадную колон-ну испытывают на герметичность путем «опрессовки», при этом допускается снижение давления на 0,5 МПа за 30 мин. После окончания этих операций и приобретения цементом необходимой прочности вскрывают продуктивный нефтеносный слой путем дальнейшего пробуривания цементного камня на забое либо пробивают отверстия, по которым в скважину поступает нефть. Это осуществляется с помощью пороховых либо торпедных перфораторов через стенки труб и прилегающий к ним цементный камень. В результате перфорации в цементном камне образуются отверстия, по которым в колон-ну поступает нефть после понижения уровня жидкости в скважине при давле-нии ниже пластового давления нефти.
Каковы же специфические условия службы тампонажного цемента в скважинах? Следует помнить о том, что осмотр и точное обследование со-стояния скважины невозможны. Это крайне затрудняет изучение цемента в условиях службы. По мере углубления нефтяной скважины в ней повышают-ся температура и давление, что, естественно, влияет на процесс цементирова-ния и качество получаемого цементного камня. Установлено, что повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных место-рождениях. Так, например, имеются данные измерений температуры в ряде скважин, по которым значение геотермического градиента составляет при-мерно 16,5—18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем считают, что температура нефтяных пластов всегда ниже температуры водоносных. В США на некоторых сква-жинах при глубине примерно 7000 м температура на забое доходила до 473 К при давлении 12,5 МПа.
В скважине создается высокое давление в результате напора воды, га-зов, нефти, которое при повышенной температуре влияет на сроки схватыва-ния цементного раствора и формирование цементного камня. Условия для твердения цемента в скважине исключительно сложные. Пласты пород обла-дают различной пористостью, трещиповатостью и кавернозностью. Избы-точное давление, испытываемое пластом в результате гидростатического давления, создаваемого столбом промывочной жидкости, увеличивает есте-ственные трещины в породе и может привести к уходу глинистого, а затем и цементного раствора при цементировании им скважины. Бывают случаи так называемого гидравлического разрыва пласта, перетоков пластовых вод с верхних на нижние водоносные горизонты и др. Часто происходит значи-тельное обезвоживание цементного раствора вследствие отсоса воды пори-стыми пластами породы.
Пластовые воды в ряде месторождений характеризуются высокой концен-трацией солей. Имеются воды хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, а также сульфатно-сульфидные, оказывающие заметное коррози-онное воздействие на цементный камень особенно в условиях повышенных температур и давления, когда возможна существенная водопроницаемость цементного кольца. Особо сложные условия службы в газовых скважинах, когда после окончания цементирования происходит диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны.
Первые опыты крепления обсадных труб для изоляции нефтяного пла-ста от водоносного путем цементирования портландцементным раствором были выполнены в 1907—1908 гг. и дали положительные результаты в срав-нительно неглубоких скважинах. Портландцемент того времени характери-зовался сравнительно медленным схватыванием, низкой прочностью и гру-бым помолом, поэтому приходилось долго «выжидать», пока цементный ка-мень приобретет необходимую прочность. Поэтому возникла необходимость ускорить процессы твердения цемента. В то время это достигалось более тонким помолом цемента, так как познания в области химии цемента были еще недостаточны для выбора необходимого химического состава цемента.
Результаты многолетних исследований и обобщение опыта эксплуата-ции нефтяных месторождений позволили определить важнейшие требования к качеству тампонажного цемента. Они сводятся в основном к следующему. Цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обес-печивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем про-давливания в затрубное пространство. Раствор должен оставаться по-движным определенное время, пока идет цементирование. Это достигается при В/Ц = 0,4—0,5. В зависимости от температуры скважины дифференци-руются сроки схватывания цемента.
Тампонажные цементы должны характеризоваться необходимой проч-ностью в первые двое суток твердения. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепление колон-ны в стволе скважины, необходимую ее устойчивость при разбуривании и перфорации, эффективную изоляцию от проницаемых пород. Какой же должна быть прочность цементного камня па сжатие, чтобы удовлетворить всем этим требованиям? Вопрос это сложный. Считают, что она должна со-ставлять не менее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффициенте за-паса прочности в 2—5.
Весьма важный показатель — вязкость цементного раствора, характе-ризующая его текучесть. Цемент должен обеспечить получение раствора хо-рошей текучести и оставаться подвижным в течение времени, необходимого для его закачки и вытеснения в затрубное пространство при температуре и давлении, соответствующих данной глубине. После закачки в скважину це-ментный раствор должен в кратчайший срок приобретать соответствующую прочность и сохранять ее.
Цементный камень должен быть стоек по отношению к агрессивным пластовым водам на глубоких горизонтах и водонепроницаемым, чтобы за-щитить продуктивные нефтяные пласты от пластовых вод и обсадную колон-ну от проникновения корродирующих жидкостей, содержащих большое ко-личество различных солей, а зачастую и сероводород. В начальный период твердения цементный камень должен быть достаточно пластичным, чтобы при перфорации скважин в нем не образовались трещины, и вместе с тем до-статочно долговечным в условиях, когда ему приходится противостоять воз-действию не только агрессивных пластовых вод, но и высокой температуры и давления. Необходимо учитывать и водоотдачу, которая вполне возможна при наличии проницаемых пластов, отсасывающих часть воды из цементного раствора. Это заметно снижает водоцементиое отношение, что влияет на вяз-кость и сроки схватывания цемента. Кроме того, серьезное значение имеет газопроницаемость цементного камня, особенно в газовых скважинах.
Цемент одной разновидности не может удовлетворять всем требовани-ям, связанным с различными условиями его работы в скважинах. Поэтому цементная промышленность выпускает два основных исходных вида тампо-нажного цемента. Один из них предназначен для цементирования «холод-ных» скважин и другой — «горячих». Цементы испытывают соответственно при 295 и 348 К. Кроме того, освоено производство ряда специальных видов тампонажных цементов. Требования к цементам для «холодных» и «горя-чих» скважин весьма высоки. Стандарт регламентирует жесткие пределы для сроков схватывания: начало не ранее 2 ч для применения цементов в «хо-лодных» скважинах и не ранее 1 ч 45 мин для «горячих» скважин. Конец схватывания после затворения должен наступать в цементе для «холодных» скважин не позднее 10 ч и в цементе для «горячих» скважин — не позднее 5 ч. Это время необходимо для того, чтобы успеть закачать цементный рас-твор в скважину и продавить его на нужную высоту в затрубное простран-ство. Предел прочности при изгибе призм 4X4X16 см из цементного теста с В/Ц=0,5 должен составлять через двое суток — при холодных скважинах — 2,7 МПа, при горячих через одни сутки — 3,5 МПа. Цементное тесто должно обладать такой растекаемостью, при которой расплыв образца в виде конуса из этого теста был бы не менее 180 мм.
К тампонажным цементам предъявляются такие же требования в отно-шении допустимого содержания MgO, а также по тонкости помола и равно-мерности изменения объема, что и к портландцементу. К клинкеру цемента для «холодных» скважин при измельчении можно добавлять: гранулирован-ный доменный шлак (не более 20%), активные минеральные добавки (не бо-лее 12% массы цемента) или инертные добавки (не более 10%) — кварцевый песок или кристаллический известняк.
Производство тампонажных цементов связано с определенными труд-ностями. Тампонажный цемент для «холодных» скважин изготавливают главным образом путем тонкого помола (до удельной поверхности 3000—3500 см2 на 1 г клинкера), сумма активных минералов (C3S + C3A) в нем со-ставляет около 60%, дозировка гипса повышенная (3—3,5% S03).
В целях замедления схватывания тампонажный цемент для «горячих» скважин должен быть преимущественно низкоалюмипатным. Он предназна-чается для службы при температуре примерно 348 К. Выпускаются тампо-нажные цементы, которые содержат 3—4% С3А и пригодны как для «холод-ных», так для «горячих» скважин. Однако эти стандартизованные цементы не всегда позволяют обеспечить качественное цементирование нефтяных и газовых скважин, пробуриваемых зачастую в разнообразных сложных усло-виях. Так, например, часто в глубоких и сверхглубоких скважинах темпера-тура на забое бывает выше 348 К, доходит и до 473 К при давлении до 70 МПа.
В скважинах многих нефтяных районов пластовые воды оказывают на цемент сильное корродирующее действие, цементный раствор поглощается трещиноватыми или дренированными пластами. Для цементирования сква-жины в таких условиях необходимы цементные растворы с плотностью, пре-вышающей плотность промывочного глинистого раствора. В других случа-ях требуются, наоборот, цементные растворы с пониженной плотностью для того, чтобы поднять цементный раствор на большую высоту. Специфические условия создаются в газовых скважинах, в которых наблюдается прорыв га-за через цементное кольцо и резьбовое соединение обсадной трубы п др. Для службы в таких специфических условиях разработаны специальные виды тампонажных цементов, эффективность которых подтверждена на практике.


Размер файла: 1,5 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.