1. 1 Функции и классификация промывочных жидкостей при бурении скважин
 Скачать 97.07 Kb.
|
|
Показатель фильтрации. Под воздействием перепада давления в цементном растворе происходит процесс водоотделения, который называется фильтрацией. Скорость фильтрации в значительной мере зависит от при¬нятого В/Ц: она обратно пропорциональна квадрату удельной поверхности цемента (тонкости помола), количеству наполнителя и вязкости жидкой фазы цементного раствора. Вследствие высокой фильтрации цементный раствор становится вязким, труднопрокачиваемым, сроки схватывания его ускоряются, в результате образования толстых цементных корок возможен прихват обсадной колонны во время ее расхаживания. Фильтрация цементного раствора может быть определена с помощью специального прибора УВЦ, разработанного во ВНИИКАнефтегазе, или прибора ВМ-6, который применяется для измерения фильтрации бурового раствора при давлении 0,1 МПа (в этом случае говорят о предельной фильтрации за определенное время). Седиментационная устойчивость. Под седиментационной устойчивостью подразумевают способность частиц тампонажного раствора оседать в жидкости затворения под действием сил тяжести. Этот параметр зависит от разности плотностей твердой и жидкой фаз тампонажного раствора, микроструктуры порового пространства, вязкости жидкости затворения. Вследствие сильно развитой межфазной поверхности тампонажные растворы агрегативно неустойчивы. О характере и степени седиментационных перемещений в основной части столба тампонажного раствора с достаточной точностью можно судить по характеру и степени перемеще¬ний верхнего уровня твердой составляющей раствора. При цементировании обсадных колонн в газовых скважинах и скважинах с наличием зон АВПД появляется необходимость нормирования се-диментационной устойчивости тампонажных растворов, для повышения которой может быть рекомендован к использованию весь комплекс мероприятий по снижению показателя фильтрации цементных растворов. Загустевание. Спустя некоторое время после затворения и механического перемешивания начинает проявляться способность цементных растворов к структурообразованию, которое выражается последовательно в загустевании и схватывании растворов. Загустевание тампонажных растворов оценивают консистометром. Существенно влияют на загустевание цементных растворов природа цемента, тонкость его помола, В/Ц, температура, давление и некоторые другие факторы. Увеличить время загустевания тампонажных растворов можно, используя замедлители процессов структурообразования, качество и количество которых подбирают с учетом конкретных условий скважин (к числу замедлителей относятся ССБ, КМЦ, гипан НТФ, ОЭДФ, ВКК, хромпик и др.). Подвижность тампонажного раствора. Наиболее важное свойство тампонажного раствора - его подвижность, т.е. способность легко прокачиваться по трубам в течение необходимого для проведения процесса цементирования времени. Подвижность (растекаемость) раствора устанавливается при помощи конуса АзНИИ. Это свойство тампонажных материалов определяется природой вяжущего, тонкостью помола, водоцементным отношением, количеством, степенью загрязненности и удельной поверхностью наполнителя, добавок, а также условиями, в которых раствор пребывает в течение процесса цементирования, временем и способом перемешивания раствора. Требуемая подвижность раствора обусловлена техникой и технологией проведения тампонажных работ и может быть изменена в желаемую сторону. Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин кроме сроков схватывания в статических условиях необходимо устанавливать изменение загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания. Свойства цементного камня и приборы для их контроля Механическая прочность цементного камня. Прочность тампонажного камня характеризуется временным сопротивлением сжатию, растяжению или изгибу. Изготовленные определенной формы образцы цементного камня испытывают на прочность, причем определяют напряжение, соответствующее разрушению образца. Механическая прочность цементного камня зависит от многих факторов, основными из которых являются химико-минеральный состав цемента, В/Ц, удельная поверхность цемента, наличие наполнителей и химических добавок, условия твердения и др. Существенно влияют на прочность цементного камня также температура и давление. Проницаемость цементного камня. Под проницаемостью цементного камня понимают его способность пропускать через себя жидкости или газы при определенном перепаде давления. Для обеспечения надежного разделения пластов цементный камень в затрубном пространстве должен иметь минимально возможную проницаемость для пластовых флюидов. Проницаемость цементного камня изменяется в процессе его твердения и существенно зависит от природы цемента и наполнителей, В/Ц, условий и времени твердения и т.д. Температуростойкость. Камень считают температуростойким лишь до тех пор, пока при длительном воздействии высокой температуры не начинается интенсивное снижение прочности и рост проницаемости. С повышением температуры увеличиваются скорости реакций гидратации, тампонажный раствор быстрее превращается в камень, а прочность камня достигает предельного значения. Морозостойкость-способность тампонажного камня сохранять прочность при многократных замораживаниях и размораживаниях. Камень который после нескольких циклов изменения знака температуры теряет прочность и рассыпается, непригоден для цементирования скважин, пробуренных в ММП. Коррозионная стойкость. Камень считается коррозионно стойким, если после длительного (в течение многих лет) хранения в пластовых жидкостях прочность и проницаемость его заметно не ухудшаются. 1.9 Влияние забойных условий на свойства тампонажного раствора и камня Влияние давления на свойства тампонажного раствора и камня На свойства тампонажного раствора большое влияние оказывают горное давление и давление пластовых флюидов. Горное давление характеризуется естественным напряженным состоянием пород. Оно существенно влияет на состояние пластовых флюидов. Эти давления определяют параметры бурового раствора и усилия, действующие на обсадные трубы, забойное и устьевое оборудование скважины. Величина горного давления зависит от силы тяжести вышележащих пород, тектонических и физико-химических процессов образования и превращения горных пород, температурных режимов и других факторов. Различают полное и боковое давления. Наибольший интерес вызывает боковое давление, так как его величиной определяется напряженное состояние стенок скважины. Обычно давление флюидов в залежах приблизительно равно условному гидростатическому давлению, за величину которого принимается вес столба пресной воды. Однако встречаются залежи, где давления флюидов превышают давление гидростатического столба воды в 1,3-2,9 раза и даже достигают величины горного давления. Такие давления называются аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Повышение давления. При увеличении давления с увеличением поверхности контакта между сольватированными оболочками (частицами) идет упрощение образованных структур. Растет динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость. В растворах с песком или шлаком этот процесс выражен более ярко, чем в бентонитовых растворах. Влияние температуры на свойства тампонажного растовра и камня Влияние забойной температуры имеет двойной эффект: 1. Ускоряется гидратация, гидролиз образования гелевых и кристаллических структур. 2. Уменьшается вязкость водной фазы, а также силы межмолекулярного взаимодействия, что ведет к разрушению коагуляционных контактов между частицами. Если температура растет медленно, идет временное загустевание раствора, затем температура повышается и идет снижение вязкости, быстрый рост кристаллизации. Влияние температуры на свойства тампонажных растворов и камня необходимо учитывать при выборе вяжущего для цементирования конкретного интервала скважины. Существенное влияние на свойства тампонажных растворов и камня оказывают подготовка цемента и правильность ( представительность) отбора пробы. От свойств цементного раствора и подобранной рецептуры зависит весь процесс цементирования скважины и в значительной степени - качество разобщения пластов. 1.10 Регулирование свойств тампонажных материалов и камня. Свойства тампонажных материалов и камня существенно зависят как от состава тампонажной смеси, так и от водосодержания, химического состава цементируемой зоны скважины. Так, с увеличением водосодержания, с одной стороны, улучшается подвижность тампонажного материала, уменьшаются плотность, пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига, увеличиваются сроки загустевания и схватывания ; с другой стороны, с увеличением водосодержания возрастает водоотдача и ухудшается седиментационная устойчивость раствора, быстро уменьшается прочность, возрастают пористость и проницаемость камня, т. е. ухудшаются те свойства, которые определяют способность раствора герметично разобщать проницаемые пласты. Диапазон изменения водосодержания, при котором раствор сохраняет достаточную седиметационную устойчивость при хорошей подвижности, а камень - изоляционную способность, весьма невелик. Например, для тампонажного портландцемента - примерно от 0,4 до 0,5. Поэтому, если приходится увеличивать водосодержание раствора для уменьшения плотности, необходимо принять меры для обеспечения седиментационной устойчивости и требуемых сроков загустевания его, а также способности к надежному разобщению проницаемых пластов. Такими мерами могут стать воды, температуры и давление, выбор тампонажной смеси подходящего состава, либо добавление в раствор специальных химических веществ, способствующих ускоренному структурообразованию в нем и кальматации (закупориванию) пор в растворе и в камне, либо обе эти меры одновременно. Если же водосодержание приходится уменьшать с целью увеличения плотности раствора, к нему добавляют поверхностно-активные вещества, улучшающие подвижность, впрочем возможность наиболее эффективным способом регулирования таких свойств тампонажных растворов, как подвижность, сроки загустенания и схватывания, водоотдача, является ввод специальных химических веществ в воду, на которой затворяется тампонажная смесь. Ускорители схватывания. В качестве реагентов, сокращающих сроки загустевания и схватывания тампонажных материалов используют углекислый калий (K_COз), хлориды натрия, кальция, алюминия, кальцинированную (Na_COз) и каустическую (NaOH) соды, силикат натрия, сернокислый глинозем и другие вещества. Некоторые из них (K_COз, CaCl_, NaCl) используют как при низких положительных, так и при отрицательных температурах; другие - только при положительных температурах. Замедлители схватывания. В качестве замедлителей схватывания при цементировании скважин с умеренно высокими и высокими температурами используют в основном гидрофильные ПАВ, которые адсорбируются на частицах цемента и образуют пленки, затрудняющие проникновение внутрь частиц воды и их гидратацию. Некоторые из них вспенивают раствор, поэтому вместе с ними приходится добавлять пеногасители. Понизители водоотдачи. Водоотдачу тампонажных материалов можно уменьшить ускоренным формированием в них коллоидной структуры, диспергированием частиц твердой фазы и развитием вокруг них гидратных оболочек, кольматацией пор в корке, образующейся на проницаемых стенках скважины в начальный момент отфильтровывания свободной воды, а также значительным увеличением вязкости последней. Первые два пути подходят лишь для цементирования скважин с невысокой температурой, так как они одновременно способствуют сокращению срока загустевания. Улучшение изоляционных свойств камня. Изоляционные свойства камня зависят от структуры порового пространства и проницаемости, от температуро, морозо и коррозиестойкости, от характера, величины и времени объемных изменений при твердении, от прочности. При добавлении полимеров, способных полимеризоваться в среде тампонажного материала и камня улучшаются их изоляционные свойства. Условность такого деления состоит в том, что реальные реагенты многофункциональны, т. е. могут одновременно действовать, скажем, как замедлители схватывания и как пластификаторы, или даже как ускорители схватывания при одной концентрации и как замедлители - при другой. Поэтому оптимальное количество применено с той тампонажной смесью, которая предназначена для цементирования данной скважины. В качестве реагентов, интенсифицирующих реакции гидратации и ускоряющих загустевание и схватывание тампонажных материалов, используют карбонат калия К2С03, хлориды кальция, натрия, алюминия, кальцинированную Ка2СО3 и каустическую СаОН соды, сернокислый глинозем, силикат натрия и другие вещества. Некоторые из этих веществ применяют в качестве ускорителей схватывания как при низких положительных, так в при отрицательных температурах (К2С03, СаСI2), другие только при положительных температурах. Силикат натрия и кальцинированную соду используют и для ускорения схватывания и твердения малоактивных тампонажных смесей. К числу наиболее сильных ускорителей относятся хлорид кальция и алюминия, кальцинированная сода и силикат натрия. При значительной добавке хлоридов (примерно более 5%) долговечность портландцементного камня снижается. 1.11 Выбор оборудования для приготовления, закачивания в скважину тампонажных растворов Приготовление тампонажных растворов осуществляют с помощью цементосмесительныхмашин на режимах, которые регламентированы соответствующими инструкциями по их эксплуатации. В случае применения лежалых цементов необходимо предусматривать в технологической схеме использование одного из известных способов активации цемента или тампонажного раствора. Подачу сухой смеси в смесительное устройство начинают при стабильной работе водоподающего насоса и при достижении давления жидкости затворения величины 1,2-1,5 МПа. Закачивание затворяемого раствора в скважину начинают лишь после стабилизации режима работы цементосмесительной машины: время выхода цементосмесительных машин на заданный режим работы обычно не должно превышать 1,5-2 мин. При этом допустимые колебания плотности затворяемых тампонажных растворов относительно заданных величин должны находиться в пределах ±30 кг/м3. Цементировочный агрегаты ЦА-320 Цементировочный агрегат ЦА-320 предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах. Оборудование цементировочного агрегата ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32) размещается на базе шасси автомобиля (марки КамАЗ или Урал), при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления. Состав цементировочного агрегата ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32): 1 монтажная база ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32) 2 насос высокого давления НЦ-320 (9Т) 3 манифольд ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32) 4 водоподающий блок ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32) 5 Цементосмесительная машина УС5-30 Цементосмесительная машина УС5-30 предназначена для транспортирования сыпучего материала, пневматической подачи его и приготовления тампонажных растворов. Установка, оборудованная устройством контроля количества тампонажного материала в бункерах, работает в режиме дозирования сухого тампонажного материала при приготовлении тампонажного раствора, а также в режиме загрузки. Принцип дозирования заключается в следующем: сжатый воздух от компрессора подается под аэроднища бункеров, аэрированный цемент по разгрузочному трубопроводу поступает в сепаратор, где цемент отделяется от воздуха и через приемную воронку ссыпается в смесительное устройство гидроструйного типа, загрузка установки осуществляется вакуумным способом с применением того же компрессора, или гравитационным способом - через верхние люки бункеров. Цементировочные головки Цементировочные головки предназначены для обвязки устья скважин. Они относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. В зависимости от конструктивного исполнения они могут применяться при цементировании различными способами. Цементировочные головки предназначены для герметизации верхнего конца обсадной колонны в процессе ее промывки и при цементировании. В соответствии с этим конструкции головок отличаются между собой. Известны цементировочные головки конструкции. Цементировочные головки являются оснасткой обсадных колонн и предназначены для герметизации верхнего конца обсадной колонны в процессе ее промывки и цементирования. Присоединительные размеры цементировочных головок соответствуют присоединительным размерам обсадных колонн. Цементировочные головки, оборудованные кранами высокого давления, перед доставкой на буровую спрессовывают на полуторакратное максимальное рабочее давление, которое ожидается при цементировании. Цементировочные головки являются оснасткой обсадных колонн и предназначены для герметизации верхнего конца обсадной колонны в процессе ее промывки и при различных способах цементирования. Станция контроля цементирования скважин СКЦ-4 Станция контроля цементирования скважин СКЦ-4 применяется для оперативного контроля и управления технологией цементирования нефтяных и газовых скважин, а также гидрогеологических; инженерно-геологических; при строительстве гидрогеологических, угольных и других шахтных сооружений. |