авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 7 |

Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин

-- [ Страница 4 ] --

0 2 4 6 8 10 12 14 Т, мин

Рис.1. Зависимость глубины проникновения фильтрата в пласт

от времени контакта с ним движущегося цементного раствора.

1, 2, 3 – соответственно m=0.25; 0,2; 0,15; 4- m=0,25, q=0,2 см3/см2*мин (при постоянном удалении глинистой корки)

Лабораторными исследованиями установили, что на ранней стадии контактирования фильтраты цементных растворов, с точки зрения химического взаимодействия их с породой, фильтратами буровых растворов и насыщающими пласт флюидами (в зависимости от их химического и минералогического состава), оказывают незначительное влияние на проницаемость керна, которое не превышает 10 – 15 %. По истечении некоторого времени фильтраты цементных растворов при взаимодействии с фильтратами буровых растворов и пластовыми флюидами могут частично или полностью закупорить поры пласта продуктами кристаллизации. Фильтраты буровых растворов снижают проницаемость керна на 30–70%, а в иных случаях - и до полного прекращения фильтрации уже на ранней стадии взаимодействия. Коэффициент восстановления проницаемости кернов при использовании растворов на водной основе составляет 25 – 63 %, а после воздействия фильтрата как глинистых, так и безглинистых полиалкиленгликолевых буровых растворов, а также растворов РНО составляет свыше 90%.

Основной причиной загрязнения трещинного коллектора является действие твердой фазы бурового и цементного растворов, проникших в трещины коллектора. На искусственных трещинных кернах с раскрытостью () от 50 до 900 мкм исследовали влияние различных типов буровых растворов, содержащих твердую фазу различного объемного и фракционного состава. Изучена степень восстановления проницаемости образцов . Результаты опытов показали, что естественный буровой раствор с фракциями размером до 60 мкм в количестве 25 % (масс.) обеспечивал поверхностную закупорку трещин раскрытостью до 150 мкм и высокую степень их очистки ( =74-76 %). При значении =300-400 мкм происходит наибольшая кольматация.

При воздействии на керн с раскрытостью до 100 мкм меловым раствором, содержащим 37 % твердой фазы с размерами частиц не более 30 мкм, коэффициент не превышал 21 %. Увеличение раскрытости трещин приводило к возрастанию , а при =300 мкм отмечалось полное прохождение раствора через образец.

Полимерный безглинистый буровой раствор с содержанием твердой фазы до 10 % и размером частиц до 60 мкм проникал в керн при раскрытости трещины в100 мкм, а при раскрытости 300 мкм раствор свободно проходил через образец керна. Значение изменялось от 9 до 61 %, а при соляно - кислотной обработке увеличивалось до 84-91 %. Ввод в раствор в качестве наполнителя кварцевого песка в количестве 5-7 % объемных долей с фракциями размером от 100 до 300 мкм обеспечивал поверхностную закупорку трещин раскрытостью до 400 мкм.

Установлено, что величина показателя ОП зависит от глубины проникновения в трещину твердой фазы раствора. При проникновении твердой фазы в трещину до 50 мм значение коэффициента ОП составляет 0,17-0,54, а до 5 мм – 0,86 – 0,97.

При проникновении в трещины тампонажного раствора происходит необратимая закупорка трещин. Жидкая фаза цементного раствора при этом отфильтровывается в породу пласта, а затвердевший цементный тампон резко сокращает проницаемость трещины, которая практически не восстанавливается.

С целью уменьшения глубины проникновения фильтратов буровых и цементных растворов в пласт, минимизации отрицательного влияния технологических жидкостей на проницаемость призабойной зоны при заканчивании скважины, необходимо при вскрытии продуктивных пластов и цементировании эксплуатационной колонны применение растворов с пониженной водоотдачей, содержащих реагенты, обеспечивающие требуемые нефтесмачивающие и поверхностно-активные свойства фильтратов, предупреждающие набухание глинистых минералов коллектора, максимально кольматирующие стенки скважины.

В третьей главе аналитически рассмотрены два ранее неизученных вопроса, касающиеся как движения бурового и цементного растворов в условиях напорного режима, так и определения условий существования безнапорного режима. В данной главе также приведены результаты исследований по разработке составов тампонажных материалов, растворов и буферных жидкостей для различных условий применения. Проведена всесторонняя оценка их влияния на качество крепления скважин и сохранение коллекторских свойств пласта. Рассмотрена технология крепления скважин в различных горно-геологических условиях.

Суть первой части исследования состоит в определении предельно допустимой скорости восходящего потока бурового раствора при закачке тампонажного раствора, при котором исключается гидроразрыв наиболее слабого пласта в открытой части ствола. Этому условию отвечает скорость движения, выведенная с использованием формулы Дарси-Вейсбаха , (9)

где Ггр - градиент гидроразрыва пласта; б-плотность бурового раствора; кб- коэффициент безопасности; кб=1,05-1,10; бgh-гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине глубиной h; -коэффициент гидравлических сопротивлений; Д, d-диаметры скважины и колонны; g-ускорение свободного падения.

При выводе этой формулы сопоставлено гидродинамическое давление в кольцевом пространстве с давлением гидроразрыва пласта за вычетом гидростатического давления столба жидкости. Формула позволяет определить предельную производительность при закачке цементного раствора в скважину, при которой во время безнапорного режима не возникает гидроразрыва наиболее слабого пласта.

Вторая часть исследования касается самого режима движения жидкости, при котором в цементируемой колонне происходит переход движущейся жидкости из напорного в безнапорный режим. Связано это с тем, что тампонажные растворы имеют большую плотность по сравнению с плотностью бурового раствора, в результате чего на определенном этапе в колонне образуется «пустое» пространство и давления столбов жидкости в колонне и за колонной постепенно выравниваются. В дальнейшем, после пуска пробки, при закачке продавочной жидкости с высокой производительностью в момент посадки пробки на «голову» цементного раствора возникает гидравлический удар большой интенсивности, что отрицательно отражается на цементируемой колонне и продуктивных пластах.

Чтобы при цементировании имел место напорный режим, необходимо выдержать условие:

цgZо - Pгдт бghPгдк, (10)

где ц, б плотности цементного и бурового растворов; - Pгдт, Pгдк - гидродинамические потери давления соответственно в трубах и кольцевом пространстве; h, Zo длина эксплуатационной колонны и порции цементного раствора в эксплуатационной колонне по расчету соответственно.

Это условие выдерживается при Zo >h. Записав выражение (10) для равновесного состояния и используя уравнение Дарси-Вейсбаха, после преобразований получим

, (11)

где D, dн, dвн – диаметры соответственно скважины и колонны, наружный и внутренний; v, v1-скорость движения раствора в кольцевом пространстве и в колонне; g- ускорение силы тяжести; , 1- коэффициенты гидравлических сопротивлений бурового и цементного растворов, которые определяются по результатам измерения реологических параметров растворов.

Зная значение h и определив для конкретных условий по формуле (11) величину Zo, установим, какой режим движения жидкостей имеет место в колонне на конкретном примере в вертикальной скважине глубиной 3000 м. Примем плотность бурового раствора равной 1250 кг/м3, тампонажного -1850кг/м3. Средневзвешенный диаметр ствола скважины примем равным 230 мм. Градиент давления гидроразрыва наиболее слабого пласта 0,016 МПа/м.

Предельная скорость восходящего потока бурового раствора, определенная по формуле (9) при Ггр=0,016 МПа/м, Кб=1,1 и =0,035 составит vпр=2,96 м/с при расходе 0,074 м3/с, а скорость течения жидкости в колонне v1=5,89 м/c. Приняв 1 =0,055, определим Zo по формуле (11), которая составит 7232,8 м, что свидетельствует о напорном режиме движения жидкостей.

На практике процесс цементирования проводится при значительно меньших расходах, не превышающих 0,025 м3/с. Скорость движения жидкости при этом в кольцевом пространстве составит 1,0 м/с, а в трубах 2,0 м/с. В этом случае Zо составит 2178,1 м, что свидетельствует о возникновении безнапорного режима. В колонне происходит разрыв потока, опережающее движение цементного раствора и, как следствие, гидравлический удар. Таким образом, зная параметры скважины и технологических жидкостей, можно проектировать режимы цементирования, исключающие гидроразрыв пласта.

На основании ранее проведенного анализа показано, что качество крепления скважины и герметичность заколонного пространства напрямую связаны с качеством очистки ствола скважины. Известно, что высокую степень вытеснения бурового раствора обеспечивает применение специальных высокоэффективных буферных жидкостей, что установлено и подтверждено практическими результатами, особенно в условиях больших углов наклона ствола и высокой его кавернозности. При этом наиболее эффективны низковязкие моющие буферные жидкости, обладающие высокой разжижающей и вытесняющей способностью, особенно при узких кольцевых зазорах и кавернозной части ствола. Эффект от применения буферных жидкостей непосредственно связан со временем их воздействия, которое должно составлять не менее 7 минут и которое определяется объемом закачки, режимом течения и свойствами самих жидкостей.

Исходя из утверждения об их эффективности, нами исследован практически весь спектр буферных жидкостей моющего типа, которые нашли широкое применение в различных горно-геологических условиях. Эффективность буферных жидкостей оценивалась нами по их моющей способности в зависимости от насыщения их компонентами бурового раствора. Сравнительной оценке были подвергнуты материалы буферные порошкообразные моющего типа (МБП-М) и структурированные (МБП-С), разработанные нами в ОАО НПО «Бурение». Результаты исследования этих материалов показали, что за счет высокой моющей способности, превышающей в 2-3 раза моющую способность воды, а также повышенной глиноемкости, которая более чем в 3 раза выше, чем у воды и водных растворов ПАВ, обеспечила лучший смыв рыхлой части глинистой корки со стенок скважины и глинистой пленки с обсадных труб и, как следствие, более высокую адгезию цементного камня к стенкам скважины и обсадным трубам (Рис.2).

 Сравнительная характеристика эффективности буферных жидкостей (БЖ) 1.-16

Рис.2. Сравнительная характеристика эффективности буферных жидкостей (БЖ)

1. Техническая вода 5. БЖ на основе V-800

2. БЖ на основе 0,2% -го 6. БЖ на основе МОГ-2-56

раствора сульфанола 7. БЖ на основе лабомид-203

3. Водопроводная вода 8. БЖ на основе МБП-М

4. БЖ на основе «Прогресс-21» 9. БЖ на основе МБП-МВ

В настоящее время проходит промышленные испытания разработанная нами более эффективная маловязкая буферная жидкость на основе буферного порошка МБП-МВ, которая в 2-3 раза эффективнее МБП-М. Для надежного разделения буровых и цементных растворов повышенной плотности, исключения загрязнения продуктивного пласта разработана индифферентная к любым обработкам буровых и цементных растворов универсальная буферная жидкость на основе буферного порошка МБП-С - структурированно-моющая (МБП-СМ) (патент РФ № 2253008), обладающая пониженной водоотдачей и исключающая образование седиментационных пробок при смешивании буровых и цементных растворов.

В табл.2 приведены технические характеристики буферных жидкостей, приготовленных на основе буферных порошкообразных материалов.

Таблица 2- Технические характеристики буферных жидкостей

Параметры МБП-М МБП-МВ МБП-С* МБП-СМ*
Начальная плотность, кг/м3 1000 1030 1020-1050 1020
Вязкость, с 17 17 22-25 22
Водоотдача, см3/30мин - - 10-20 10-20
Моющая способность, % 50 90 - 30

*Буферная жидкость, приготовленная на основе порошков МБП-С и МБП-СМ, при необходимости может быть утяжелена до плотности 2200-2300 кг/м3.

Одним из условий качественного цементирования скважин в различных геолого-технических условиях является наличие тампонажных материалов и химических реагентов, отвечающих конкретным условиям скважины, от которых зависит не только герметичность заколонного пространства, но и сохранение коллекторских свойств пласта. Известно, что тампонажные материалы и приготовленные на их основе цементные растворы не всегда и не в полной мере удовлетворяют условиям создания герметичной крепи.

Для придания цементным растворам требуемых свойств на основе применения реагента «Крепь-1» нами совместно с Рябовой Л.И. и др. были разработаны две модификации химического реагента комплексного действия, которые защищены патентами РФ и всесторонне исследованы, обеспечивают высокую седиментационную устойчивость растворов, снижают водоотдачу и повышают начальную прочность цементного камня, применяются для обработки цементных растворов при температуре до 90С. Для обработки цементных растворов в условиях температур 40, 75-90 и 80-120С нами совместно с Ашрафьяном М.О. и др. разработаны и защищены патентом РФ три вида реагентов компаундов серии «КРК». Тампонажные растворы, обработанные данными реагентами, обладают высокой седиментационной устойчивостью, повышенными изолирующими свойствами и низкой водоотдачей - 20-60 см3/30 мин по прибору ф. «Baroid» при давлении 0,7 МПа, а камень имеет начальную прочность, превышающую прочность камня из чистого цемента. Растворы имеют тиксотропную структуру с нулевой релаксацией, совместимы с другими регуляторами технологических свойств. У растворов, обработанных этими реагентами, на 20-30% повышается адгезия к стенкам скважины и обсадным трубам.

С целью повышения технологических показателей и прочности камня в настоящее время широко применяемых облегченных цементных растворов, на основе реагента «Крепь-1» разработан, защищен патентом РФ и применяется при цементировании скважин реагент Крепь-4.

В табл. 3 приведены физико-механические свойства сверхлегких тампонажных растворов с добавками алюмосиликатных (АСПМ) и сте-клянных (ПСМС) полых микросфер, обработанных реагентом «Крепь-4».

Таблица 3-Физико-механические свойства сверхлегких тампонажных растворов и камня при температуре твердения Т=22С

Состав смеси, % Стабилизатор Крепь-4, % В/Ц Растекаемость, см Плотность раствора, г/см3 при давлении, МПа Водоотделение,% Время твердения Прочность, МПа
Цемент Тип микросфер 0,1 25,0 На изгиб На сжатие
ПЦТ- 11-70 АСПМ-30 0,5 0,75 22,0 1,21 1,37 0,7 72 1,9 2,6
ПЦТ-G-70 АСПМ-30 1,0 0,8 25,0 1,2 1,37 0,4 48 0,8 1,5
ПЦТ-G-65 ПСМС-13 - 0,8 >27 1,26 1,30 3,4 - - -
ПЦТ-G-65 ПСМС-13 1,0 0,8 26,5 1,26 1,30 0,2 48 1,0 1,9


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 7 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.