Содержание к диссертации
Введение
1 Причины затрубных нефтегазопроявлений и межпластовых перетоков 7
1.1 Процессы протекающие в твердеющем в заколонном пространстве цементном растворе и их влияние на качество разобщения пластов 7
1.2 Анализ причин возникновения межпластовых перетоков пластовых флюидов 22
1.3 Обоснование методик выявления наиболее значимых факторов, влияющих на качество разобщения продуктивных пластов 35
1.4 Результаты оценки параметров на качество цементироания скважин 71
2 Реагенты ускорители сроков твердения тампонажных растворов. постановка цели и задач исследований 72
2.1 Регулирование процессов твердения тампонажных растворов 72
2.2 Постановка цели и задач исследований . 89
3 Результаты теоретических и экспериментальных исследований влияния хлоридо-содержащих композиций на свойства тампонажных растворов 98
3.1 Методы и методики проведения исследований 98
3.2 Результаты теоретических исследований по изучению влияния солевой композиции на процесс твердения 101
3.3 Результаты исследований физико-механических свойств тампонажных растворов (камня) с добавкой солевой композиции 109
4 Опытно-промышленное внедрение разработанных рекомендаций 126
4.1 Использование последовательной диагностической процедуры для подбора параметров процесса цементирования 126
4.2 Результаты опытно-промышленных испытаний солевой композиции 134
Основные выводы и рекомендации 135
Список использованных источников
- Анализ причин возникновения межпластовых перетоков пластовых флюидов
- Постановка цели и задач исследований
- Результаты теоретических исследований по изучению влияния солевой композиции на процесс твердения
- Результаты опытно-промышленных испытаний солевой композиции
Анализ причин возникновения межпластовых перетоков пластовых флюидов
В предыдущем разделе показано, что в процессе затвердевания тампонажного раствора, в последнем протекают сложные физико-химические процессы, оказывающие прямое влияние на качество разобщения продуктивных пластов. В этом направлении проведено большое число исследований, как в отношении регулирования физико-механических свойств тампонажных растворов, создания новых вяжущих композиций, так и относительно модернизации технологического процесса цементирования.
Несмотря на большое количество исследований, проведённых как в нашей стране, так и за рубежом в направлении изыскания и разработки ряда технологических мероприятий следует считать, что качество работ по цементированию обсадных колонн всё ещё далеко от совершенства. В настоящее время нет единой точки зрения на природу перетоков в затрубном пространстве, на основе которой можно было бы разработать комплекс мероприятий, повышающих качество разобщения пластов.
Ниже приводятся различные взгляды на причины прорыва пластов флюидов.
По мнению Н. А. Сидорова [20] причиной возникновения проявлений являются физико-химические взаимодействия невытесненного глинистого и цементного раствора. Вследствие явления синерезиса по линии контакта цементного и глинистого растворов образуется как бы щель, заполненная выделяющейся из глинистого раствора водой. Давление на пласт снижается до гидростатического и появляются условия для проявления флюидов пласта с аномальным давлением.
Л. Б. Измайлов [21] утверждает, что каналы в затрубном пространстве образуются из-за колебаний температуры в скважине во время цементирования, ОЗЦ, твердения камня и эксплуатации.
А. Е. Гаврилюк [22] видит причины образования каналов в: - физико-химических процессах, происходящих в цементном растворе во время твердения, которые лишают его известного свойства любой жидкости - передать давление на другие тела. В то же время, цементный раствор не успевает приобрести прочность камня. В этих условиях происходит проникновение жидкости из пластов с высоким давлением, в пласты с низким давлением с последующим образованием каналов, связывающих водонасыщенные пласты с нефтенасыщенными (или нефтяными); - отсутствии непроницаемой глинистой перемычки между продуктивным и водонасыщенными пластами; - образовании цементных пробок выше продуктивного пласта в период ОЗЦ, где цементный раствор начал твердеть значительно раньше, В. К. Коморин [23] в качестве основных причин водопроявлений считает седиментационную неустойчивость тампонажных суспензий, высокую проницаемость структурной решетки тампонажного раствора и образовавшегося затем камня.
А. К. Куксов и А. В. Черненко [24] в своих исследованиях установили, что «проявление агрегативнои неустойчивости в тампонажных растворах заканчивается раньше, чем прекращается оседание структуры под действием сил тяжести. Но роль ее в образовании структуры тампонажного раствора -камня может быть чрезвычайно велика, так как вызванная ею неоднородность свойств тампонажного раствора (проницаемость, плотность, прочность) может стать причиной образования флюидопроводящих каналов в массе тампонажного раствора в условиях дальнейшего водоотделения и подпора пластовых флюидов».
Г.Г. Ганиев и др. [25] утверждают, что причиной возникновения газоводопроявлений в период ОЗЦ является седиментационная неустойчивость тампонажных растворов.
Н. А. Мариампольский и В. И. Капралов [26] считают, что огромную роль в обеспечении герметичности затрубного пространства играет прочность связи (сцепления) цементного камня с породой и колонной по поверхности их контакта.
Р. Н. Паркер [27] полагает, что неплотный контакт между цементным камнем, обсадной трубой и стенками скважины в большинстве случаев является следствием неполного замещения бурового раствора цементным. На основании экспериментальных исследований он предлагает технологию цементирования при скорости восходящего потока цементного раствора меньше 0,45 м/с. Такого мнения придерживаются и другие американские исследователи [28]. В работе [29] на основании опытных данных указывается, что качественное цементирование достигается при скорости восходящего потока 1,5 -2,5 м/с.
Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что недостаточная седиментационная устойчивость тампонажных растворов приводит к развитию ряда отрицательных явлений [30]: 1) резкое ухудшение реологических свойств тампонажных растворов при прокачивании их в зонах повышенной проницаемости из-за быстрой потери избыточной воды; 2) увеличение проницаемости цементного камня вдоль направления давления восходящей воды при седиментации; 3) нарушение сплошности тампонажного камня в затрубном пространстве: поперечной в результате образования водяных «поясов» и продольной (каналы различной протяжённости, промытые восходящей водой); 4) возникновения дополнительных осевых нагрузок на обсадную колонну.
В. И. Крылов и др. в работе [31] установили, что в процессе цементирования скважин происходит зависание тампонажного раствора на стенках труб и скважины. Причём могут зависать большие его объёмы. Такое явление может происходить и с глинистым раствором, когда он зависает на внутренних стенках колонны. При продавке с разделительной пробкой этот слой собирается под ней и перемешивается с тампонажным раствором. Эта смесь выдавливается в затрубное пространство и из-за низких своих свойств является потенциальным каналообразователем.
Постановка цели и задач исследований
Высокая информативность (значимость) параметра Х8 объясняется высокой степенью вытеснения глинистого раствора тампонажным при достаточно большой разности их плотности, особенно, при низких скоростях восходящего потока при первичном цементировании обсадных колонн [46].
Следующим по информативности, является время конца схватывания цементного раствора Х!2. Информативным является и параметр Хп-начало схватывания. Это объясняется набором прочности цементного раствора во времени. При этом сокращение сроков схватывания тампонажных растворов снижает его загрязнение поступлением пластового флюида, что подтверждают предположения о том, что сокращение сроков пребывания раствора в жидком состоянии уменьшает отрицательное воздействие седиментационных процессов, а именно - образование водопроводящих каналов.
Информативность параметра Хд - давление в конце продавки можно объяснить тем, что при наличии в разрезе проницаемых пластов движение тампонажного раствора в интервале их залегания под действием перепада давления сопровождается отфильтровыванием жидкой фазы, что обуславливает необратимое изменение реологических свойств системы. При этом возникают дополнительные гидравлические сопротивления. В результате происходят осложнения в скважине которые, в конечном счете, приводят к браку при креплении [23, 24].
Следующим по информативности является параметр Х14 - высота подъема цементного раствора в процентах к глубине спуска колонны. Известно, что при больших объемах закачиваемого тампонажного раствора уменьшается вероятность образования зон не вытесненного глинистого раствора в затрубном пространстве, а степень смыва глинистой корки увеличивается. А с другой стороны большая высота подъема цементного раствора нежелательна из-за увеличения степени снижения порового давления в цементном камне при его затвердевании [21]. Этим же можно объяснить и информативность параметра Х17-глубина скважины. При снижении глубины скважины, снижается вероятность прорыва пластовых флюидов.
Степень вытеснения глинистого раствора во многом зависит от расположения колонны в стволе скважины. Поэтому параметр Хб-установка центраторов является значимым в оценке качества крепления. Чем больше устанавливается центраторов в интервале подъема цемента, тем меньше вероятность прорыва пластовых вод.
На степень замещения глинистого раствора помимо этого влияет вязкость его-Хд. Чем меньше вязкость раствора, тем выше степень замещения и, соответственно, ниже брак при креплении.
Установка на колонну, кроме центраторов-Хб, пакерующих элементов-Х1б, турбулизатОров-Хю, скребков-Ху, несомненно, способствует повышению надежности разобщения пластов, но в разной степени.
Успех первичного цементирования в незначительной степени зависит от самого процесса цементирования: времени закачки цементного раствора-Хз и времени продавки-Хз.
Известно, с ростом кривизны повышается степень эксцентричности положения обсадных колонн в скважине, а значит, и вероятность образования зон невытесненного бурового раствора, которые становятся каналами для перетоков флюида пластов. Поэтому, чем меньше угол искривления ствола скважиньі-Х15, тем меньше вероятность прорыва пластовых вод.
Далее следуют малоинформативные параметры Xi и Хг, которые согласно статистическому материалу практически не влияют на исход первичного цементирования эксплуатационных колонн.
Аналогичные изыскания проведены и по другим параметрам, характеризующим качество первичного цементирования. Анализу были подвергнуты результаты цементирования 52 скважины. Число показателей, но которому производилась обработка, было увеличено до 40 (таблица 13). Статистическая обработка промысловых данных по показателю, характеризующему получение безводной нефти, было установлено, что только 26 факторов из 40 анализируемых являются взаимно некоррелированными и оказывают заметное влияние на результаты цементирования. Среди 26 информативных факторов 23 управляемые, т.е. допускают их изменение в приведенном в таблице интервале. Показатели информативности в порядке их убывания представлены таблице 14. На рисунке 5 представлены результаты параметров процесса цементирования по обводненности нефти. По прорыву пластовых вод результаты представлены на рисунке 6, на показатель качества цементирования, на рисунке 7 и по высоте подъема тампонажного раствора за колонной (не дохождение до проектной высоты более чем на 50 м) на рисунке 8 и в таблице 15. Следует отметить, что в последнем случае информативными оказались только 15 показателей, в предыдущем 17. В таблице 16 приведены коэффициенты информативности по всем качественным показателям. Анализируя информативность параметров первичного цементирования можно сделать вывод, что меньше всего (15) параметров влияют на недоподъем цементного раствора, больше всего (26)-на прорыв пластовых вод.
Результаты теоретических исследований по изучению влияния солевой композиции на процесс твердения
Согласно существующих представлений, о процессах твердения тампонажных растворов скорость твердения последних определяется поверхностным состоянием исходных цементных частиц и жидкости затворения. Начальным этапом гидратации является адсорбция молекул воды на поверхности вяжущего. Так как традиционные вяжущие вещества относятся к полупроводникам [51, 75, 79, 80], то адсорбция в первую очередь протекает на донорных и акцепторных дефектах вещества. Донорные дефекты являются поставщиками электронов и ими, в основном, являются атомы кислорода на поверхности частиц, а акцепторные центры являются ловушками электронов и поставщиками дырок и представляют собой атомы металлов на поверхности. От преобладания на поверхности электроноакцепторных или электронно-донорных центров, поверхность приобретает кислые или основные свойства. Донорные центры обеспечивают заряжение поверхности положительно и являются "основаниями Льюиса". Акцепторные, наоборот, заряжают поверхность отрицательно и являются " кислотами Льюиса".
Это достаточно убедительно показано работами Тимашева В.В., Кузнецовой Т.В. [64]. На примере гидратации алита, оксида алюминия - А120з ими сделан вывод, что наличие в растворе соединений, способных изменять концентрацию ионов Н и ОН будет тем или иным образом влиять на активность вяжущего по отношению к воде.
С другой стороны, согласно данным Самойлова О.Я. [101], структуру воды можно представить в виде кластерной модели, в которой до 70 % молекул воды занимают льдообразные участки. Они имеют гидрофобный характер, потому что связаны между собой водородными связями. Гидрофильные (т.е. активные) молекулы воды, составляющие остальные 30% всех молекул, обладают большой кинетической энергией, поэтому подобно частицам газа находятся Б беспорядочном, хаотичном движении. Под действием этих молекул кластеры (айсберги, рои, льдообразные ассоциаты) разрушаются. Степень разрушения зависит от кинетической энергии свободных молекул воды и их количества. Введение добавки, составляющие которой, взаимодействуют с ионами или молекулами растворителя, вызывает изменение структуры последнего и статическое распределение структурных единиц в окрестности.
Таким образом, изложенное выше явилось основанием для постановки задачи по изучению влияния солевой композиции на процессы гидратации тампонажных материалов.
Работами Полака А.Ф., Кравцова В.М., Бабкова В.В. и др. авторов [53, 55, 56] было показано, что скорость растворения минерального вяжущего (степень гидратации) описывается выражением: А=К-Т, (31) где: А - степень гидратации; Т-время гидратации; К - константа скорости гидратации
Константа скорости гидратации является как бы комплексной величиной, содержащей в себе такую характеристику, как растворимость исходного продукта и новообразований. Для каждого вяжущего при фиксированной начальной удельной поверхности этот показатель может быть принят за постоянную величину и может характеризовать скорость его гидратации. С другой стороны, степень гидратации определяется условиями протекания процесса - температурой, давлением, составом раствора, природой вяжущего и т.д., и с достаточной степенью точности может быть определен с помощью термогравиметрии. Зависимость константы скорости гидратации от условий протекания процесса имеет вид: к = Ко.(1-E/RT), (32) где: Ко - предэкспоненциалъный показатель Е - энергия активации гидратообразований (см. раззел л); R - универсальная газовая постоянная; Т - температура. Составив данное уравнение для двух одинаковых температур, и решив относительно энергии активации гидратообразования (Е) имеем: Е=4 Кг(ТгТг) К2-(ТХ-Т2) (33) Полученное выражение позволяет выявить влияние различных добавок на направление (ускорение, замедление) процесса гидратации, а также ориентировочно и на скорость гидратации (по величине изменения энергии активации).
В таблице 19 приведены результаты исследований по изучению влияния солевой композиции на процессы гидратации основных компонентов портландцемента (трехкальциевый силикат - CsS, трехкальциевый алюминат -СзА) и самого портландцемента в течение 2, 5 и 8 часов при температурах твердения 293 и 323 К.
Результаты опытно-промышленных испытаний солевой композиции
Проведенный и описанный в предыдущем разделе комплекс экспериментальных и теоретических исследований по изучению влияния солевой композиции на физико-механические свойства тампонажных растворов при положительных температурах твердения послужил основанием для ее рекомендации к использованию в целях сокращения сроков их схватывания. Тем более данный показатель для рассмотренной группы месторождений является наиболее значимым и информативным. Выпуск опытной партии производится по технологии предложенной профессорами А.А.Шатовым, В.П. Овчинников и описанной ранее.
Еще раз в кратце напомним, что получение продукта предлагается из жидких отходов производства кальцинированной соды - дистеллерной жидкости, путем ее термической обработки. Обезвоживание дистеллерной жидкости (продукт взаимодействия известкового молока и аммиака, растворенного в рассоле хлорида натрия), после ее отстаивания, производится в распылительной сушилке, откуда увлажненная масса поступает в печь обжига, где обезвоженная масса разбрасывается на ее торцевую стенку и скатывается в приемную емкость. Там она охлаждается и затем поступает на упаковочную машину, где затаривается в разовые контенера или пполиэтиленовые мешки.
Цементирование в основном осуществлялось комбинированным способом: первая ступень тампонажного раствора закачивалась в затрубное пространство через башмак обсадной колонны (прямым способом цементирования), вторая - с устья, непосредственно в затрубное пространство (обратный способ цементирования). Объемы первой и второй ступени определялись в соответствии с глубиной залегания поглощающего горизонта. Оценка качества проводилась по данным акустической цементометрии. Гамма-каротаж не использовался. Солевая композиция применялась для приготовления тампонажного раствора второй ступени. Некоторые результаты акустической цементометрии представлены в таблице 28. Там же для сравнения представлены данные по соседним скважинам, где в качестве ускорителей сроков схватывания использовался хлористый кальций.
Анализ представленных результатов показывает, что на скважинах, обработанных солевой композицией отмечается наличие интервалов, которые по данным акусической цементометрии интерпритируются на наличие "жесткого" сцепления цементного камня с обсадной колонной. Следует отметить, что при использовании в качестве укскорителей сроков схватывания традиционно-используемого хлорида кальция, интервалов с аналогичным характером сцепления цементного камня с колонной в практически одни и те же сроки проведения замеров не отмечено. Этот факт объясняется, прежде всего тем, что предложенная добавка способствует объемному расширению твердеющего цементного камня (см. раздел 3). При освоении скважин и последующей их эксплуатации поступление подошвенных вод не отмечалось.
Таким образом, результаты проведенных опытно-промышленных испытаний полностью подтвердили выдвинутые в ходе проведения исследований рабочие гипотезы и теоретические предпосылки.
Основные выводы и рекомендации
1 По результатам анализа экспериментальных и теоретических исследований выявлен широкий спектр показателей, оказывающих влияние на результаты первичного цементиррования скважин Оренбургской группы месторождений. В качестве критерия качества этих работ предложены - обводненность добываемого продукта, высота недоподъема тампонажного растора, состояние контакта цементного камня с обсадной колонной;
2 Обоснована и успешно реализовано применение метода диагностической процедуры Вальда для выявления наиболее значимых и информативных параметров процесса цементирования скважин на эффективность и качество выполненных работ. Показано, что надежность разобщения продуктивных пластов в значительной степени определяется сроками твердения тампонажного растовра в заколонном пространстве;
Площадь Скважи на Диаметр Сведения о тампонажном растворе Результаты оценки качества цементирования по данным акустической цементометрии в интервале тампонажного раствора, обработанного ускорителемсроков схватывания
Вид Процентсодерж.солевойкомпозиции Плотность,кг/м Сцепление цементного камня с обсадной колонной, %
3 Результатами теоретических и экспериментальных исследований установлена перспективность и эффективность воздействия солевой композиции, получаемой путем термообработки дистеллерной жидкости, жидкий отход производства кальцинированной соды, на физико-механические свойства тампонажных растворов и формирующегося из них камня;
4 Показано, что при введении 5... 10% солевой композиции в состав портландцементных растворов процессы их твердения ускоряются, сокращается период времени между началом и концом схватывания, отмечается объемное рсширение твердеющей системы в начальные сроки формирования цементного камня, повышается седиментационная устойчивость;
5 Разработана методика прогнозирования результатов первичного цементирования скважин, позволяющая своевременно и эффективно корректировать, с учетом получения положительного, конечного результата проводимых работ, число управляемых параметров, а также устанавливать оптимальные пределы их варьирования;
6 Проведен анализ результатов опытно-промышленного внедрения разработанных рекомендаций. Показана их эффективность, разарботана соответствующая нормативная документация (Технологический регламент, инструкция на приготовление и использование солевой композиции при цементировании обсадных колонн).
