Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ состояния вопроса крепления высокопроизводительных скважин ПХГ 9
1.1 Особенности строительства высокопроизводительных скважин ПХГ.. 9
1.2 Изучение факторов, влияющих на качество цементирования скважин . 15
1.3 Применяемые методы совершенствования крепления скважин 27
2 Исследование процесса формирования цементного камня в скважинных условиях 34
2.1 Исследование образования каналов миграции газа в цементном камне из-за контракции 34
2.2 Исследование явления зависания тампонажного раствора 37
2.3 Управление процессом затвердевания тампонажного раствора 58
3 Исследование и разработка составов технологических жидкостей, препятствующих миграции пластовых флюидов 63
3.1 Специальная жидкость 65
3.2 Гелеобразующий состав для временного блокирования ПЗП 79
4 Исследование и разработка расширяющегося тампонажного раствора для повышения качества разобщения пластов 106
4.1 Исследование влияния типа тампонажного материала и его реагентной обработки на процесс формирования цементного кольца в межколонном пространстве скважины 107
4.2 Исследование влияния химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок 116
4.3 Разработка состава расширяющегося тампонажного раствора для цементирования высокопроизводительных скважин ПХГ 122
5 Результаты опытно-промысловых испытаний и оценка экономического эффекта от внедрения 135
5.1 Разработка рекомендаций цементирования эксплуатационной колонны при опытно-промысловых испытаниях 135
5.2 Результаты опытно-промысловых испытаний при строительстве высокопроизводительных скважин ПХГ 143
5.3 Оценка экономического эффекта внедрения технологии цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ 153
Основные выводы и рекомендации 160
Список литературы
- Изучение факторов, влияющих на качество цементирования скважин
- Исследование явления зависания тампонажного раствора
- Гелеобразующий состав для временного блокирования ПЗП
- Исследование влияния химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок
Изучение факторов, влияющих на качество цементирования скважин
ПХГ являются одним из важнейших элементов надежного функционирования единой системы газоснабжения России. Использование хранилищ позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, обеспечивать гибкость и надежность его поставок. Создание высокопроизводительных скважин на ПХГ является одной из самых важных задач при решении вопроса увеличения суточной производительности. Под высокопроизводительной понимают скважину с максимальным дебитом газа (м /сут) на метр вскрытой толщи пласта-коллектора для конкретных горно-геологических условий.
Дебит скважины определяют прежде всего технология вскрытия пласта-коллектора, его емкостные характеристики и тип конструкции забоя. Влияние на производительность скважины имеет и фактор расположения скважины на площади хранилища, толщина пласта-коллектора, полнота его вскрытия и расстояние до газоводяного контакта.
В процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения коллекторских свойств пласта происходят в околоскважинной части. Проницаемость пласта ухудшается вследствие засорения пор и каналов различными веществами во время первичного вскрытия, цементирования колонны, вторичного вскрытия перфорацией и при различных ремонтах скважины. Физико-химическое взаимодействие фильтрата с породой приводит к гидратации глинистого материала, выпадению солей, образованию застойных зон, фильтрационные сопротивления которых не всегда удается преодолеть за счет энергии пласта.
В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии. При фильтрации флюидов среднюю проницаемость техногенной системы скважина - околоскважинная зона - межскважинная часть пласта определяет именно проницаемость околоскважинной области, несмотря на ее незначительные размеры. Известно, что ухудшение проницае мости околоскважинной зоны в 5 раз приводит к двукратному снижению производительности скважины, изменение проницаемости в 10 раз уменьшает производительность скважины в 3,5 раза, а уменьшение проницаемости в 50 раз может вызвать потерю производительности в 15 раз [1]. Важным обстоятельством является то, что размеры зоны с ухудшенной проницаемостью при этом могут составлять только десятки сантиметров.
Эта статистика определяет сегодня основную стратегию регулирования фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) пласта в околоскважинной зоне -сведение к минимуму ухудшения проницаемости путем подбора современных технологий крепления скважин. Мировой практикой накоплен большой арсенал современных технологий, однако существенное увеличение производительности скважин достигается за счет увеличения площади фильтрации.
Следует учитывать, что увеличение площади фильтрации влечет за собой потенциальную опасность развития факторов, отрицательно влияющих как на дебит высокопроизводительной скважины, так и на ее безопасность, как инженерного сооружения. Например, увеличивается количество проникающего в ствол скважины газа, способного вызвать образование каналов в цементном камне в процессе отверждения тампонажного раствора в кольцевом пространстве (КП).
Строительство высокопроизводительных скважин связано с рядом проблем: действие знакопеременных нагрузок на конструкцию скважины в период эксплуатации, высокая проницаемость пласта-коллектора, неустойчивость покрышки и др. Учитывая вышеизложенное, для выявления оптимальной конструкции скважины, обеспечивающей её максимальную производительность необходимо провести анализ скважин ПХГ построенных в разных горно-геологических условиях. Анализ производительности скважин ПХГ в разных горногеологических условиях
Для анализа были использованы промысловые данные и результаты газодинамических исследований (ГДИ) на стационарных режимах фильтрации производительности скважин Касимовского, Кущевского, Невского, Степ-новского и Увязовского ПХГ при разной конструкции ПЗП за период экс плуатации с 2011 года по 2013 год. Вышеназванные объекты хранения газа расположены в разных горно-геологических условиях, на разных глубинах, с определенной литологией пласта-коллектора.
Распределение дебита газа, рассчитанного по результатам ГДИ, по скважинам Касимовского, Кущевского, Невского, Степновского и Увязовского ПХГ при разных типах конструкции ПЗП приведено на рисунках 1-3 и в таблице 1. Расчет дебита газа по всем объектам осуществлялся с приведением разности квадратов пластового и забойного давлений в скважинах к одному значению (АР = 1000 (кгс/см ) ). Во время проведения анализа результатов ГДИ по объектам хранения газа в представленном объеме исследований проводилась отбраковка наихудших результатов. По отдельным скважинам наблюдалось ухудшение производительности в течение цикла.
Исследование явления зависания тампонажного раствора
Дополнительно были подготовлены реперные образцы цементного камня в укороченных трубках при полном заполнении раствором без влияния «пластового газа» и гидростатического давления. Тампонажный раствор и полиэтиленовая труба использовались те же, что и при проведении эксперимента на установке. Результаты исследований образцов цементного камня на проницаемость приведены в таблице 8.
Как видно из таблицы образцы цементного камня, взятые из нижнего и среднего участков трубы, практически непроницаемы, в то время как образец устьевой части проницаем. З В верхнем (наклонно-изогнутом) участке визуально обнаружился канал, на границе «цементный камень-труба». В нижних и средних участках, где труба была установлена вертикально, канал отсутствовал. На рисунке 21 приведены фотографии образцов цементного камня, извлечённых из модели скважины. На всех устьевых образцах чётко видны промоины (каналы).
Образцы нижнего и среднего участков трубы цементного На втором образце верхнего камня (а, б) представляют собой цилиндры с однородной, участка цементного камня, гладкой боковой поверхностью. На боковой поверхности видно намытую борозду в це образца взятого из верхнего участка трубы (в) виден про- ментном камне с крупными дольный ярко выраженный канал включениями твёрдых частиц Рисунок 21 - Образцы цементного камня, извлечённые из трубы 4 Затем проводилось исследование на проницаемость цементного камня без трубы. Для этого образцы обтачивались по боковой поверхности, где имелись каналы. Результаты исследований приведены в таблице
Из таблицы видно, что проницаемость цементного камня крайне мала по всей длине трубы (меньше 2 мкм ) и отвечает п. 5.10 [32]. Однако отслеживается тенденция роста проницаемости «от забоя к устью». Рисунок 22 иллюстрирует рост проницаемости. Из графика также следует, что проницаемость лабораторных образцов сопоставима с проницаемостью цементного камня расположенного в верхней части трубы. Это объясняется схожими условиями твердения, приводящими к высушиванию цементного камня и, как следствие, увеличению его проницаемости.
Таким образом, несмотря на превышение давления «пластового» газа (0,315 МПа) над гидростатическим, тампонажный раствор образовал практически непроницаемый цементный камень.
Исследование образцов цементного камня на проницаемость Было сделано предположение, что причиной появления канала в изогнутом устьевом участке стала седиментация. Влияние седиментации подтвердилось после повторной заливки тампонажного раствора той же рецептуры в изогнутую полиэтиленовую трубу, но без подачи газа. На рисунке 23 приведена фотография образца цементного камня, на котором визуально наблюдаются следы водоотстоя тампонажного раствора в виде белой полосы минеральных солей воды, возникших после её поглощения цементным камнем. Дополнительным свидетельством седиментации, является отсутствие контакта между цементным камнем и трубой. Это подтверждает эллиптическая форма сечения образца (размер горизонтальной части - 28 мм, вертикальной - 26 мм).
Явление седиментации экспериментально изучено в работе [11]. Авторы пришли к выводу, что с увеличением угла наклона трубы вода, отслоившаяся от тампонажного раствора, собирается под верхней стенкой трубы. Из опытных работ также следует, что водоотстой прекращается при наборе раствором определённой структурной прочности и со временем отслоившаяся вода поглощается цементным камнем. Данные выводы подтверждаются результатами нами проведённых экспериментов.
Исследование снижения давления на забое вследствие зависания тампонажного раствора на стенках трубы Как отмечалось в главе 1, в изученной литературе доминирует утверждение о том, что давление на забое падает до величины гидростатического давления воды. Для того чтобы проверить этот факт, мы провели следующий эксперимент: в стальную трубу длиной 2 м был залит тампонажный раствор того же состава, что и в предыдущих экспериментах. К нижней части трубы с помощью металлических трубок был подключен электронный манометр. Каждые 10 минут производилась запись забойного давления. С целью исключения влияния упругой деформации в опыте использовалась стальная труба и медные соединительные трубки. Поскольку тампо-нажный раствор заливался в ограниченный упруго-жёсткий объём, предполагалось, что снижение объёма из-за поглощения воды приведёт к падению давления вплоть до разрежения, равному давлению насыщенного водяного пара (при 30 С 4,2 кПа).
Поскольку жидкость затворения не стравливалась, как в прошлом эксперименте, падение давления в нижней части установки происходило медленнее. Давление раствора до гидростатического снизилось через 1 ч после затворения. Спустя 2 ч 30 мин давление упало ниже атмосферного.
На рисунке 24 приведен обобщённый график падения давления столба тампонажного раствора в замкнутом пространстве по результатам замеров на экспериментальных установках. Опыт, проведённый при отсутствии оттока жидкости затворения тампонажного раствора, описывается кривой 1, а при предельном оттоке - кривой 2.
Гелеобразующий состав для временного блокирования ПЗП
Результаты влияния различных блокирующих составов на проницаемость искусственных кернов представлены в таблице 15. Из таблицы следует, что даже вода для газовых пластов может являться механическим кольма-тантом. По опыту № 2 видно, что при низкой начальной проницаемости керна и воздействии на него глинистого раствора коэффициент р весьма высок и снижается по мере увеличения Кд. Образуемая глинистая корка оказывает сдерживающий эффект на проникновение фильтрата бурового раствора в Это объясняется тем, что с увеличением К0 существенно уменьшается сила поверхностного натяжения фильтрата и воды, что облегчает процесс вытеснения ее газом. Однако ситуация меняется при воздействии на керн высоковязких систем, особенно содержащих твёрдую фазу.
Из экспериментальных данных видно, что высокой кольматирующей способностью обладают инертно-блокирующие растворы, которые по своей сути являются химически нейтральными к материалу коллектора и содержат твёрдую фазу, которая аналогично бентониту придаёт раствору тиксотроп-ные свойства. Незначительное проникновение такого раствора в пласт вызывает механическую кольматацию, оказывая определённые сопротивления движению газа в обратном направлении, который прорывает его локально, а не по всей поверхности фильтрации. При К0 0,4 мкм наполнитель вызывает образование поверхностного кольматационного слоя который легко разрушается газовым потоком, поэтому в этой зоне инертно-блокирующие растворы наиболее эффективны. Тем не менее, раствор, удовлетворяющий всем требованиям разработанной технологии крепления, не выявлен.
На основании проведённого анализа научно-технической информации и результатов лабораторных исследований определена необходимость разработки нового блокирующего состава, для различных горно-геологических условий строительства высокопроизводительных скважин ПХГ.
С использованием эмпирических методов научного познания путём лабораторных испытаний осуществлялся подбор состава для временного блокирования ПЗП отвечающего установленным требованиям. По результатам комплекса проведённых работ предлагается гелеобразующий состав при следующем соотношении ингредиентов, мае. %:
С целью расширения диапазона применения подобранного гелеобра-зующего состава для различных горно-геологических условий в него вводились различные наполнители, отличающиеся по химической природе и степени дисперсности (составы № 6-21 в таблицах 16, 17).
Составы с наполнителями марки «Аптон-РС», «Полицелл ЦФ», торфяным и пихтово-кедровым кольматантами представляли собой маловязкие гели с низкой структурной прочностью.
Рассматриваемые образцы химически обработаны и при взаимодействии с исходным составом меняли значение рН системы, в результате происходило ослабление межмолекулярных связей ксантанового полимера, и гель разжижался, более не набирая прочности. Образовавшиеся системы становились гетерогенными, растворы расслаивались, и наблюдался синерезис. Это можно объяснить недостаточным связыванием молекул воды и слабой сшивкой полимерной системы, в результате чего раствор полностью фильтровался в поры кернового материала через образовавшуюся на поверхности фильтр-корку кольматанта. По проделанному расчёту коэффициент закупоривания составляет не более 85 %, коэффициент восстановления преимущественно ниже 50 %.
Дальнейшие исследования проводились с составами, наполнителями которых являлись базальтовое, кордное и фиброволокно (составы № 12-17). Из таблицы 16 следует, что полученные блокирующие жидкости обладают высокой вязкостью увеличивающейся во времени. При этом гелеобразующий состав с базальтовым волокном структуру набирает на 10-15 минут быстрее остальных. А наиболее длительное время нарастания вязкости у исходного состава без наполнителя.
В ходе лабораторных испытаний выявлено, что совместное использование данных кольматантов с SupraXan и ТЭАТ-1 в указанных интервалах приводит к образованию геля высокой структурной прочности, обладающего комплексом свойств, позволяющих повысить эффективность и технологичность временного блокирования ПЗП, обеспечивая герметичность ЗКП скважины.
Механизм формирования геля можно объяснить следующим образом. Основная цепь SupraXan построена из звеньев Д-глюкозы, соединенных 1,4 Р-гликозидными связями, а в ответвлениях кора - трисахарид, состоящий из P-D-маннозы, P-D-глюкуроновой кислоты и a-D-маннозы. Остатки глюкуроновой кислоты и кислые пировиноградные группы придают молекулам ксантана анионный характер [52]. Молекулы SupraXan в водных растворах склонны к самоассоциации и с повышением ионной силы раствора или концентрации полисахарида формируется гель.
Он представляет собой трехмерную сетку, образованную из двойных спиралей ксантана, связанных межмолекулярными водородными связями. Реакция поликонденсации SupraXan и ТЭАТ-1 протекает медленно, так как одновременно протекает реакция гидролиза триэтаноламинтитаната. При этом образуются смешанные гидроксоаквакомплексы, которые затем вступают в реакцию с гидрофильными группами полимера. Скорость гелеобразо-вания непосредственно зависит от концентрации реагентов, в заявленном диапазоне процесс структурообразования протекает по всему объёму, исключая синерезис. Ввод наполнителя усиливает клеточные стенки и пространственный сетчатый каркас, ячейки которого заполнены иммобили-зированной водой, что обуславливает высокие прочностные характеристики гелеобразующего состава, ТЭАТ-1 же в системе оказывает консервирующее действие на процесс биодеструкции полимера, таким образом, удаётся достичь полной закупорки пор пласта-коллектора, обеспечивая герметичность ЗКП повышая эффективность цементирования.
Исследование газоудерживающей способности гелеобразующих составов для временного блокирования ПЗП
Для изучения газоизолирующих свойств предлагаемых гелеобразующих составов, были проведены лабораторные эксперименты, целью которых является визуальное определение удерживающей способности. В ходе экспериментов велось наблюдение за пузырьками воздуха внутри системы. Исследования проводились с помощью неподвижно закрепленного медицинского шприца (во избежание внешних колебаний во время погружения иглы). В стакан объёмом 150 мл, заполненного исследуемым раствором, с помощью шприца вводилось 1,5 см3 воздуха. После введения в состав № 3 порции воздуха, наблюдался пузырёк диаметром 1,42 см. Наблюдение за поведением пузырька проводилось в несколько стадий. В течение трех часов он сохранял свою форму, не всплывая на поверхность и удерживаясь внутри. Далее состав был герметично закрыт и оставлен в состоянии покоя (рисунок 39а). Через 18 часов из круглого воздушный пузырь преобразовался в продольный (рисунок 396), при этом отрыва между слоями геля не произошло, дополнительного вздутия поверхности также не было. Многократное повторение опытов подтверждало первоначальные результаты. На основе этого были сделаны следующие выводы: - пузырьки в испытуемом составе не всплывают на поверхность в течение 16 часов, этого времени вполне достаточно для схватывания цемента; - гелевая система обладает улучшенными блокирующими свойствами, при этом внутри не образуются каналы, по которым газ может прорваться на поверхность.
Исследование влияния химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок
В тампонажном растворе ПВС создаёт повышенные значения тиксо-тропии благодаря жесткому закреплению образованных рядов высокомолекулярных соединений (ВМС) в хемосорбционном слое, что обеспечивает их стабильную ориентацию в жидкой фазе и образование прочных структурных связей. Молекулы ПВС отличаются сильной полярностью, вследствие чего пленки полимера обладают хорошей адгезией.
Кроме того, большое значение имеет эффект хемосорбционного модифицирования ПВС гидратных новообразований, заключающийся в образовании на кристаллогидратах прочных адсорбционных оболочек, препятствующих дальнейшему росту кристаллов. Этим определяется количество и качество контактов срастания в цементной матрице при наличии "стесненных" условий. Реализация водоредуцирующего эффекта ПВС играет определяющую роль в уплотнении структуры, снижении пористости, получении плотного и прочного конгломерата цементного камня. Также особенностью пленок ПВС является их очень низкая газопроницаемость.
Лабораторные исследования показали, что в разрабатываемой рецептуре расширяющегося тампонажного раствора оптимальной концентрацией ПВС является 0,2 мае. % от массы цемента, при которой фильтрация тампо-нажного раствора составляет 80-90 СМ730 мин. Понижение концентрации ПВС ведёт к резкому увеличению фильтрации и ухудшению седиментацион-ной устойчивости тампонажного раствора. При увеличении ПВС свыше 0,2 мае. % происходит загустевание раствора и, как следствие, ухудшение его прокачиваемости, что является недопустимым для поддержания необходимых режимов цементирования скважин.
При небольшой глубине скважины существенным является влияние воздухововлечения в процессе приготовления и закачки тампонажного раствора на его свойства и свойства образующегося цементного камня. При за-творении тампонажного раствора с ПВС происходит его вспенивание, поэтому в рецептуре предусматривается применение реагента-пеногасителя.
Лабораторными исследованиями установлено (рисунок 71), что использование в рецептуре предлагаемого тампонажного материала реагента 125 пеногасителя - Clear Air-1 OOP, производства фирмы «Clearwater Engineered Chemistry» (США), обеспечивает наиболее эффективное снижение пенообра-зования, что позволяет оказывать влияние на плотность тампонажного раствора, а также способствует повышению прочностных показателей цементного камня, формирующегося при твердении, и обеспечивает нормальную работу цементировочного оборудования. Результаты определения основных свойств тампонажных растворов с добавкой Clear Air-1 OOP представлены в таблице 23.
Реагент Clear Air-1 OOP обладает высокой адсорбционной способностью. Границей раздела фаз, на которой адсорбируется пеногаситель, является поверхность пузырька, образующего пену, и поверхность коллоидной частицы. Clear Air-1 OOP вытесняет реагент-пенообразователь. Если пузырьки воздуха находятся на поверхности, то они быстро разрушаются; если внутри, то только наиболее крупные пузыри способны всплыть, преодолевая прочность структуры. Но при перемешивании пузырьки встречаются в глубине раствора и слабая поверхностная пленка, из которой пеногаситель вытеснил пенообразователь, не может противостоять слиянию пузырьков. Они увеличиваются в размерах, всплывают и лопаются.
В ходе экспериментальных работ было выяснено, что Clear Air-1 OOP в составе тампонажного раствора выполняет дополнительную роль - гидрофо-бизатора цементного камня. С помощью съемки на электронном микроскопе (х5000) в зоне скола двухсуточных образцов цементного камня из ПЦТ I G-CC-1 без обработки Clear Air-1 OOP наблюдались мелкие капилляры, скопления нитевидных кристаллов, а также вытянувшиеся кристаллы внутрь порового пространства. В то время как в образцах цементного камня с реагентом Clear Air-1 OOP капилляры практически отсутствовали - поверхность гладкая и имела отблеск, что свидетельствует о низком значении коэффициента капиллярного водопоглощения по сравнению с необработанными образцами цементного камня.
Также использование Clear Air-1 OOP в составе цемента приводит к снижению величины его усадочных деформаций на поздних стадиях твердения в связи со снижением капиллярного давления жидкости в капиллярно-пористой структуре материала, подвергнутого объёмной гидрофобизации поверхности пор. Однако Clear Air-1 OOP в составе тампонажного раствора замедляет процессы структурообразования, что ведёт к увеличению сроков схватывания.
Проведенные анализы по определению сроков схватывания исследуемого тампонажного раствора превысили 11ч, что не удовлетворяет поставленным требованиям, поэтому дальнейшие исследования проводились с использованием ускорителей сроков схватывания. Применялись следующие реагенты: NaCl, Ca2(N03)2 и СаС12.
Результаты лабораторных исследований представлены в таблицах 24-26. Из полученных данных (таблица 24) видно, что фильтрационные показатели и величина водоотстоя выше требуемых. Также в данных рецептурах имело место ложное схватывание, что может привести к непрокачиваемости растворов. Поэтому дальнейшие исследования проведены с использованием Ca2(N03)2 как реагента для ускорения сроков схватывания.
Как видно из таблицы 25 при содержании Са2(Ж)з)2 в растворе более 2 мае. % отрицательно влияет на фильтрацию, также повышение содержания соли приводит к существенному росту вязкости раствора - снижается расте-каемость, а величина т0 превышает 500 дПа. Содержание Ca2(N03)2 в составе раствора менее 2 мае. % не позволяет получить прочный цементный камень, отвечающий установленным требованиям [70].
Из данных таблицы 26 следует, что введение в состав раствора СаС12 приводит к улучшению технологических параметров, однако при содержании соли менее 2,5 мае. % раствор обладает повышенным водоотделением и водоот-стоем, а при конценрации СаС12 более 4 мае. % снижается растекаемость и повышается пластическая вязкость. Использование СаС12 в количестве 4 мае. % от массы цемента позволяет обеспечить приемлемые сроки схватывания и твердения тампонажного материала, и одновременно с этим, по-видимому, оказывает химическое влияние на водосвязывающую добавку с образованием комплексных соединений, обеспечивающих достаточную прочность цементного камня. Это также позволяет сократить время формирования СНС до необходимых пределов для цементирования надпродуктив-ных интервалов конкретной скважины и при этом получить раннее формирование тампонажного камня без отрицательного влияния на его прочностные свойства.
Расширяющийся тампонажный раствор получен за счет синергетиче-ского эффекта при определенном подборе компонентов (качественного и количественного) с целью достижения необходимых технологических свойств для конкретных условий цементирования эксплуатационных колонн скважин ПХГ. Состав и особенности процесса твердения вяжущего позволяют обеспечить равномерность изменения его объема.