Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ методов и технических средств повышения герметичнсти крепи скважин 7
1.1 Факторы, определяющие герметичность крепления обсадных колонн 7
1.2 Обзор технических средств и приемов для повышения качества крепления скважин 9
1.3 Методы повышения качества крепления скважин 14
1.4 Применение буферных жидкостей при цементировании 19
1.5 Применение полимерных композиций при цементировании. 30
1.6 Выводы по главе 1. Постановка цели и задачи исследования 33
ГЛАВА 2 Методика проведения исследований 35
2.1 Методика исследований составов и структур минералов системы «цементный камень-глинистая корка-порода» 35
2.2 Определение основных свойств разрабатываемой полимерной буферной жидкости 36
2.3 Методика, экспериментальных исследований адгезии системы «цементный камень-глинистая корка-порода» 39
2.4 Планирование экспериментов и обработка их результатов 44
Выводы по главе 2 47
ГЛАВА 3 Исследования влияния полимерной буферной жидкости на адгезию цементного камня с горной породой 48
3.1 Исследования адгезии системы «цементный камень-глинистая корка-порода» 48
3.2 Исследования вязкости смесей буферной жидкости и бурового раствора 54
3.3 Исследования реологических свойств смесей буферной жидкости и цементного раствора 58
Выводы по главе 3 65
ГЛАВА 4 Исследования минерального состава и структуры системы «цементный камень-глинистая корка-порода». 66
4.1 Исследование ИК-спектрограммы состава.
4.2 Исследование состава системы «цементный камень- глинистая корка-порода» с помощью рентгено–структурного анализа (XRD) 67
4.3 Электронно-микроскопические исследования минеральных структур системы «цементный камень-глинистая корка-порода». 71
Выводы по главе 4 74
ГЛАВА 5 Аналитические исследования механизма действия разработанных составов буферных жидкостей на глинистую корку и цементный раствор 75
5.1 Исследования взаимодействия буферной жидкости с глинистыми минералами. 75
5.2 Исследования физико-химического взаимодействия буферной жидкости с цементным раствором. 79
5.3 Процессы и результаты воздействия буферной жидкости на систему «цементный камень-глинистая корка-порода» 81
Выводы по главе 5 87
ГЛАВА 6 Опытно-производственная и экономическая оценка эффективности применения разработанных композиций 89
6.1 Оценка экономического эффекта от использования полимерных буферных жидкостей на месторождении нефти «Шэнли». 89
6.2 Результаты опытно-производственных испытаний на скважине на месторождении нефти «Шэнли» 90
Выводы по главе 6 93
Общие выводы и рекомендации 94
Список литературы 96
- Методы повышения качества крепления скважин
- Методика, экспериментальных исследований адгезии системы «цементный камень-глинистая корка-порода»
- Исследования реологических свойств смесей буферной жидкости и цементного раствора
- Электронно-микроскопические исследования минеральных структур системы «цементный камень-глинистая корка-порода».
Методы повышения качества крепления скважин
Крепление скважин – технологический процесс, связанный с выбором тампонажных смесей, приготовлением, регулированием их основных параметров и доставкой их в затрубное пространство скважины с целью создания преграды (перемычки) на пути движения пластовых флюидов или для обеспечения выполнения специальных работ в скважине [ 1 ]. В качестве материала для крепления скважин наиболее широко применяется цементный раствор, поэтому крепление скважин еще называется цементированием.
По оценкам специалистов 25% пробуренных скважин имеют некачественное крепление [ 2 ]. На качество цементирования, от которого в значительной степени зависит успешность строительства скважины, оказывают влияние различные факторы. Ученые утверждают, что главная причина некачественного крепления скважин представляет собой нарушение или отсутствие адгезии цементного камня с горной породой [ 3 ]. В результате появляются заколонные перетоки и флюидопроявления, происходит быстрое обводнение скважины.
Качество крепления скважин зависит от геологических условий, состояния ствола скважины, свойств буровых и тампонажных растворов и т.д. Основными физико-механическими свойствами пластов, зависящих от их геологических условий залегания, являются: пластовое давление, проницаемость и пористость горной породы, температура, свойства пластовых флюидов и т.д. Величина пластового давления влияет на режим цементирования, рецептуру тампонажного раствора, свойства и структуру цементного камня, эффективность вытеснения бурового раствора цементным. Температура пласта влияет на плотность, устойчивость и другие свойства бурового и тампонажного растворов, деформацию обсадной колонны и прочность цементного камня в течение всего периода твердения. Проницаемость и пористость влияют на абсолютную плотность и толщину глинистой корки. Свойства горной породы также имеют прямое отношение к величине адгезии цемента с горной породой, что в конечном счете влияет на герметичность крепления скважин [4].
Буровой раствор представляет собой многокомпонентную дисперсную систему суспензионных, эмульсионных жидкостей, обычно состоящий из глины, воды и различных химических реагентов, частиц выбуренной породы. В результате его воздействия происходит гидратация и набухание глинистых минералов на стенке скважин. Буровые растворы с разными добавками по-разному влияют на смачиваемость поверхности горных пород и обсадной трубой, что не может не влиять на адгезию к ним цементного камня [5]. Помимо этого, буровой раствор отрицательно влияет на твердение цементного теста при их смешивании. Свойства глинистой корки тоже зависят то бурового раствора. Тонкая плотная и прочная глинистая корка способствует повышению степени вытеснения бурового раствора тампонажным, успешному спуску обсадной колонны и увеличению адгезии цементного камня с породой.
Выбор рецептур тампонажных составов имеет большое значение не только для техники и качества цементирования, но и для срока службы скважин. Цемент является основным распространённым тампонажным материалом. Из-за сложных геолого-технических условий к тампонажным материалам предъявляют строгие требования [6, 7]. Кроме того, срок службы, стойкость к деформациям, коррозийная устойчивость образуемого цементного камня определяют герметичность крепи скважин [8, 9, 11]. Буферная жидкость используется в качестве промежуточной жидкости между буровым и тампонажным растворами при цементировании скважин. Основным предназначением буферной жидкости является предотвращение смешивания и загрязнения, а также повышение степени замещения бурового раствора цементным. Так как большинство цементных и буровых растворов не совместимы друг с другом при прямом контакте или при их перемешивании, то снижается эффективность вытеснении бурового раствора цементным, что способствует снижению качества крепления скважин. Поэтому применение эффектифной буферной жидкости является необходимым условием при цементировании скважин[10].
Одними из важных факторов, влияющих на качество цементирования являются параметры ствола скважины: глубина и диаметр, кривизна и наличие перегибов ствола, кавернозность, эксцентриситет обсадной колонны и т.д. Известно [11, 12], что данные характеристики имеют прямое отношение к успешному спуску обсадных труб, объёму применяемого тампонажного раствора и буферной жидкости, эффективности вытеснения бурового раствора тампонажным, потере давления в затрубном пространстве.
Методика, экспериментальных исследований адгезии системы «цементный камень-глинистая корка-порода»
В соответствие с поставленными целью и задачами работа включает в себя теоретические, экспериментальные и производственные исследования. Основные задачи исследования были направлены на анализ и обобщение теории и практики методов повышения герметичности системы «цементный камень-глинистая корка-порода»; разработку рецепта полимерной буферной жидкости на основе растворов латекса с добавками отвердителя, установление закономерности и эффективности действия полимерной буферной жидкости (ПБЖ), исследование изменения структуры минералов глинистой корки под действием ПБЖ, анализ характеристик полимерной вяжущей структуры на контакте цементного камня с горной породой, а также на исследование физико-химических процессов и механизмов действия ПБЖ с помощью ИК-спектрограммы (IR), рентгеноструктурного анализа (XRD) и электронной микроскопии (ESEM).
Методика исследований составов и структур минералов системы «цементный камень-глинистая корка-порода» Известно, что состав и структура вещества предопределяеют его физико-химические свойства. Для исследования процессов и механизмов действия ПБЖ необходимо провести следующие работы: Исследование ИК-спектрограммы состава (IR) ИК-спектральное исследование состава и структуры веществ, особенно органических элементов, на контакте цементного камня и глинистой корки, проводилось на ИК-Фурье спектрометре “Avatar 370” фирмы “ThermoNicolet”. Исследования рентгеноструктурного анализа (XRD) Рентгеноструктурные исследования состава минералов на контакте цементного камня и глинистой корки, проводилось на рентгеновском дифрактометре моделей X PertPRD и программе “XrayProg” – для анализа результатов измерений. Электронно-микроскопические исследования
Большинство кристаллов и минералов на контакте цементного камня и глинистой корки являются тонкодисперсными веществами и коллоидными системами. Для исследования их структуры используются электронно-микроскопические методы с помощью сканирующего электронного микроскопа “SkyScan” фирмы “Philips”.
Полимерная буферная жидкость должна обладать рядом физико-химических свойств, особенно совместимостью с тампонажным и буровым растворами. Важными показателями ПБЖ и смеси ПБЖ с буровым либо цементным растворами считаются следующие: Вязкость буровых растворов с различными концентрациями ПБЖ при температуре 90 (Т, сек) По отношению между напряжением сдвига () и скоростью сдвига (), модели поведения потока жидкости делятся на следующие: псевдопластичная жидкость; дилатантная жидкость; ньютоновская жидкость; бингамовская жидкость (рисунок 2.1).
Кривые течения жидкостей, подчиняющихся обобщенному степенному закону: 1-ньютоновская жидкость; 2-бингамовская жидкость; 3-псевдопластичная жидкость; 4 -дилатантная жидкость. Моделью, описывающей поведение бурового раствора на водной основе, является псевдопластическая жидкость. Поведение псевдопластических жидкостей описывается уравнением Оствальда [50, 51]: Т = К-уп ( п где - напряжение сдвига; К - коэффициент консистенции; -градиент скорости сдвига; п -коэффициент нелинейности. Коэффициент нелинейности (п) определяет потери давления в скважине и качество выноса шлама. Вязкость определялась с помощью вискозиметра FANN. Растекаемостъ цементных растворов с различными концентрации ПБЖ Измерение растекаемости осуществлялось с помощью прибора конус АзНИИ (ТУ 25-04-52 - 75). Плотность цементных тестов и буровых растворов с различными концентрации ПБЖ (р,кг/м3) Для измерения плотности цементного теста и бурового раствора с различными концентрации ПБЖ использовались рычажные весы - плотномер ВРП-1:
Консистенция цементных тестов с различными концентрации ПБЖ при температуре 90 С. Для исследования влияния ПБЖ на реологические свойства тампонажного раствора были проведены измерения его консистенции с различными концентрациями ПБЖ с помощью прибора КЦ-5. Адгезия цементного камня с глинистой коркой Испытания адгезионной прочности системы «цементный камень-глинистая корка-порода» проводились по методу Гу Цзюнь [52] (рисунок 2.2)
Схема модели для определения адгезии цементного камня с породой, где 1 – плунжер гидромеханического пресса; 2 – цементный камень; 3 – горная порода; 4 – глинистая корка; 5 – опорное кольцо. С помощью гидромеханического пресса создается давление на цилиндрический цементный камень. Сила, при которой происходит выдавливание цементного камня (максимальное давление по показаниям гидравлического пресса) будет равно сдвиговому напряжению F. Адгезия цементного камня с глинистой коркой вычисляется по формуле 2.1: где т - адгезия цементного камня с глинистой коркой (МПа) F-сдвиговое усилие (н) D-внутрений диаметр модели скважины (мм)
Исследования реологических свойств смесей буферной жидкости и цементного раствора
При цементировании скважин буферная жидкость используется для разделения бурового и тампонажного растворов, и при непосредственном их контакте происходит их частичное смешение. С целью прогнозирования изменения свойств смесей бурового раствора и буферной жидкости в скважине были проведены исследования вязкости смесей буровых растворов с различными содержаниями ПБЖ (при температуре 90С):
Измерения параметров смеси ПЖБ и бурового раствора проводились в течение 1-2 часов после приготовления, результаты исследований представлены в таблице 3.3. Характер изменения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига смесей с разным содержанием ПБЖ представлены на рисунках 3.3- 3.4 и таблице 3.2. Рисунок 3.3 – Зависимость пластической вязкости бурового раствора от содержания ПБЖ.
Зависимость динамического напряжения сдвига бурового раствора от содержания ПБЖ. Из графиков видно, что с увеличением содержания ПБЖ показатели пластической вязкости и динамического напряжения сдвига смесей снижаются. Из данных таблицы 3.3 следует, что с увеличением содержания ПБЖ показатели плотности смесей почти не изменяются, пластическая вязкость снижается с 17,049 до 0,312 мПас, динамическое напряжение сдвига изменяется от 14,143 до 0 Па, а кажущаяся вязкость и статическое напряжение сдвига уменьшаются до 0, что способствует снижению гидровлического сопротивния при движении буферной жидкости и повышению степени вытеснения бурового раствора тампонажным.
Полученные результаты экспериментальных исследований свидетельствуют о том, что вязкость смеси бурового раствора и ПБЖ может обеспечить нормальное ведение тампонажных работ [56].
При ведении тампонажных работ необходимо учитывать подвижность цементного раствора, характеризующую возможность его прокачивания насосами и определяющую величину гидравлических сопротивлений при тампонировании и особенности поведения раствора при заполнении каналов и каверн. В практике строительства скважин подвижность тампонажного раствора оценивается по его растекаемости и консистенции [57], поэтому были проведены исследования растекаемости смесей тампонажных растворов с различными содержаниями ПБЖ (таблица 3.3). Таблица 3.3 – Результаты исследования растекаемости цементного теста (В/Ц=0,5 ) с ПБЖ.
Проведенные исследования растекаемости смесей цементного раствора с ПБЖ показали, что с ростом концентрации ПБЖ в составе смесей растекаемость существенно увеличивается, что создает благоприятные условия для прокачивания тампонажного раствора [58].
График зависимости изменения консистенции смеси от времени (Смесь цементного раствора с ПБЖ в соотношении 4:1). Исследования консистенции смеси 80% цементного раствора и 20% ПБЖ (рисунок 3.7) показали, что консистенция смеси в течение 150 минут возрастает до 40 е.к., а в последующие 20 минут до 70 е.к. После 3-х часов исследования полученные результаты свидетельствуют о тем, что её технологические свойства удовлетворяют требованиям для нормального ведения тампонажных работ.
Из рисунка 3.8 видно, что консистенция смеси 85% цементного раствора и 15% ПБЖ в течение 130 минут увеличивается до 40 е.к. Этого времени зачастую хватает для проведения цементировочных работ. После 2-х часов исследования полученные результаты свидетельствуют о тем, что её технологические свойства удовлетворяют требованиям для нормального ведения тампонажных работ. Рисунок 3.9 – График зависимости изменения консистенции смеси от времени (Смесь цементного раствора с ПБЖ в соотношении 91). Результаты исследования изменения консистенции смеси 90% цементного раствора и 10% ПБЖ представлены на рисунке 3.9. На рисунке показано, что консистенция смеси в течение 170 минут достигает 40 е.к., через 190 минут до 70 е.к. После 2-х часов исследования полученные результаты свидетельствуют о тем, что её технологические свойства удовлетворяют требованиям для нормального ведения тампонажных работ.
График зависимости изменения консистенции смеси от времени (Смесь цементного раствора с ПБЖ в соотношении 9.50.5). На рисунке 3.10 показано, что консистенция смеси 95% цементного раствора и 5% ПБЖ в течение 120 минут возрастает от 4 до 40 е.к., через 160 минут до 70 е.к. Этого времени зачастую хватает для проведения цементировочных работ, что свидетельствует о тем, что её технологические свойства удовлетворяют требованиям для нормального ведения тампонажных работ. Проведенные экспериментальные исследования показали, что наличие ПБЖ в цементном растворе существенно увеличивает его консистенцию (см. таблицу. 3.4), однако, времени, при котором происходит загустевание смеси вполне достаточно для проведения тампонажных работ [ 58 ].
Электронно-микроскопические исследования минеральных структур системы «цементный камень-глинистая корка-порода».
Основным элементом, входящим в состав фильтрационной корки является глина. Глинистые частицы, образуются в результате изменения первичных минералов (слюд, полевых шпатов, хлоритов и.т.д) преимущественно класса силикатов.
Исследованияпоказали, что когда глинистые минералы при смачивании водой не успевают распуститься, применение сульфитных щёлоков может способствовать их распаду и переходу в гелеобразное состояние [73]. В данной работе полимерная буферная жидкость обладает высокой щёлочностью, что вызывает разъедание и разлагание глинистых минералов [74].
Процесс взаимодействия ПБЖ и глинистой корки можно разделить на следующие фазы: разложение и соединение глинистой частицы с полимерным зерном ПБЖ .
Сначала при воздействии ПБЖ на глинистую корку происходит реакция разложения минеральных частиц и образование новых химических соединений на поверхности глинистых зерен в условиях щелочной среды.
Монтмориллонит – слоистый водный алюмосиликат, который имеет кристаллическую структуру и обладает коллоидными свойствами. Обычно, монтмориллонит является основным минералом, входящим в состав глинистой корки. Реакция монтмориллонита с щелочным раствором (ПБЖ) описывается стехиометрическими уравнениями [75]: Na2SiO3= 2Na+ + SiO32-Al2O3 + 2NaOH= 2NaAlO2 + H2O NaAlO2= Na+ + AlO2 В результате процессов разложения монтмориллонитов в щелочном растворе образуются cвободные анионы SiO32-, AlO2- и катионы К+, Na+, Са2+, Mg2+. Вначале эти ионы способствуют замедлению процессов гидратации и структурообразования. На следующей стадии они реагируют с ионами гидратации цементного раствора с последующим отвердением [22, 46, 75], образуя вяжущие минералы на поверхности спутанно-волокнистой сетчатой структуры в системе «цементный камень-глинистая корка-порода».
Каолинит, имеет континентальное происхождение (например: озерное, болотное, глины коры выветривания, речное), обычно образуется в кислой среде. Как монтмориллонит, каолинит тоже обладает коллоидными свойствами. Реакции каолинита с щелочным раствором описывается стехиометрическими уравнениями [76]: Al2Si2O5(OH)4+5H2O2Al(OH)3 +2 Si (OH)4 A12Si2O5(OH)4+2Na++2OH-+4Si(OH)4=2NaAlSi303 +11H2O A12Si2O5(OH)4+2Na++2OH-+2Si(OH)4=2NaA1Si2O6H 2O+5H2O
В результате этих процессов образуются не только cвободные ионы, но и маленькие минеральные зерна, которые участвуют в последующей химической реакции отвердения, а также из-за их разлагания в щелочной среде происходит проникновение ПБЖ внутрь глинистой корки [54]. Благодаря чему буферная жидкость омывает не только поверхность глинистой корки но и проникает внутрь ее. Иллит, хлорит и гидромусковит также входят в состав глинистой корки. Иллит и хлорит имеют общие формулы: K1-1,5Al4[Si7-6,5Al1-1,5O20](OH)4, (Mg,Al,Fe)12[(Si,Al)8O20](OH)16 K0.75(Al1.75R)[Si3.5Al0.5O10](OH)2. Их химический состав непостоянен. Содержание К2О варьируется до 2-3%; Н2О до 8-9%; в гидромусковите SiO2 обычно более 50%, А12О3 – 25-33%, содержание СаО, Fe2O3, МgО и др. – до нескольких процентов.
Реакция разложения иллита, хлорита и гидромусковита похожа на взаимодействие монтмориллонита или каолинита в растворе ПБЖ и имеет подобные продукты реакции.
В связи с химическим действием ПБЖ на глинистую корку (разъедание, разложение и т.д.) в начальный период происходит разрушение первичных рыхлых неактивных структур и образование химической связи на поверхности глинистых минералов, что приводит к появлению более активных ионов, минеральных микроструктур.
Поскольку существует разрушение химических связей минералов, то на поверхности глинистых частиц образуются новые связи, которые имеют более сильные электрические и молекулярные силы.
В растворе ПБЖ находится много гидроксилов R-OH и солей R-COO+. Эти функциональные группы соединяются с отрицательными поверхностными зарядами частиц глинистых минералов [77]: