Slavdom-nn.ru

Славдом НН
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Подъем цемента при цементировании

«ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)

2.6. Конструкция и крепление скважин

2.6.1. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

— максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

— применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

— условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

— получение необходимой горно — геологической информации по вскрываемому разрезу;

— условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

— максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

2.6.2. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.

Башмак обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной технической колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

2.6.3. Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин приведена ниже:

номинальный диаметр обсадных труб:
114140168273324
127146178299340
194351
219377
245426
разность диаметров , мм:
1520253539 — 45

Отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в проекте.

2.6.4. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины на основании «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» [32], Госгортехнадзор России, 12.03.97.

Прочность технической колонны и установленного противовыбросового оборудования должна обеспечить:

— герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации;

— противостояние воздействию давления гидростатического столба бурового раствора максимальной плотности;

— противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервале пород, склонных к текучести.

2.6.5. Стандарты и технические условия на обсадные трубы, а также коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн подлежат согласованию с Госгортехнадзором России.

2.6.6. Направления и кондукторы цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

— продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

— продуктивные горизонты, не подлежащие эксплуатации, в т.ч. с непромышленными запасами;

— водоносные проницаемые горизонты;

— горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

— интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформации;

— интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

2.6.7. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 — 300 м и 500 м.

2.6.8. Все выбранные с учетом требований п. п. 2.6.6 и 2.6.7 настоящих Правил интервалы цементирования объединяются в один общий. При этом проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна предусматривать:

— превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

— исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

— возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами (за исключением случаев, предусмотренных п. 2.6.9 настоящих Правил) не допускается.

2.6.9. При перекрытии кондуктором или технической колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

2.6.10. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.

2.6.11. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

2.6.12. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

— тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

— рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

— плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является условие недопущения разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к этим средам.

2.6.13. В целях сохранения природной проницаемости пористых и пористо — трещиноватых коллекторов необходимо применять тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, применяющегося при вскрытии этих горизонтов.

2.6.14. Применение цемента без проведения лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

2.6.15. Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75% от времени начала загустевания тампонажного раствора.

2.6.16. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, результаты расчета колонны и ее цементирования, анализа цемента, а также акт готовности буровой установки к спуску колонны.

2.6.17. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть произведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

2.6.18. Конструкция устья скважины, колонных головок и герметизирующих устройств должна обеспечивать:

— подвеску с расчетной натяжкой технических и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

— контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

— возможность аварийного глушения скважины;

— герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

— испытание на герметичность обсадных колонн.

2.6.19. В процессе бурения техническая колонна должна периодически проверяться на износ для определения ее остаточной прочности. Периодичность и способы проверки устанавливаются проектом.

Цементирование скважин под управляемым давлением

Managed Pressure Cementing

TSIBUL,SKY M.A.1,
GOLOVKO A.E.1,
FOMENKOV A.V.1
1 Halliburton
Moscow, 127018,
Russian Federation

Нефтяная отрасль постоянно сталкивается с новыми задачами, необходимыми для успешного бурения скважин. По мере того как более старые скважины утрачивают требуемый уровень продуктивности, в эксплуатацию вводятся новые месторождения, которые активно разрабатываются и добавляются в общую добывающую сеть. Однако новые месторождения часто имеют слишком сложные для традиционного бурения геологические условия, что может создавать технологические проблемы, которые следует решать с использованием новых технологий или подходов к работе.

Технология цементирования под управляемым давлением позволяет решить ряд задач: цементирование в условиях поглощений и высоких пластовых давлений. Процесс цементирования становится более управляемым. При этом задействовано оборудование для бурения под управляемым давлением (штуцерный манифольд, расходомер Кориолиса, распределитель потока, ПВО). Для проведения моделирования и выполнения работы использовалось специализированное программное обеспечение.

The oil industry constantly faces new challenges, which have to be addressed for successful well drilling. As older wells are not able to provide the required productivity level, new fields are brought into operation, actively developed and added to the general producing network. However, new fields often feature geological conditions that are too complex for conventional drilling, which may cause process issues that should be solved using new technologies or approaches.
The managed pressure cementing technology enables to solve some issues: cementing in lost circulation zones and at high reservoir pressures. Moreover, the cementing process becomes more manageable. The operations involve managed pressure drilling equipment (choke manifold, Coriolis flowmeter, flow distributor, BOP). Modeling and operations require specialized software.

Достижение планового забоя при бурении скважин не означает, что весь объем работ выполнен и достигнуты все цели (рис. 1). После бурения целевого интервала необходимо еще подготовить ствол скважины к креплению, спустить и зацементировать обсадную колонну. На месторождениях с небольшим диапазоном между градиентом гидроразрыва и пластовым давлением эти операции могут вызвать осложнения, связанные с устойчивостью стенок скважины, эффектами поршневания/свабирования и качеством цементирования. Для предотвращения таких осложнений и успешного выполнения процесса цементирования должны быть соблюдены следующие критерии:
— отсутствие притока пластового флюида;
— недопущение гидроразрыва пласта в процессе выполнения работ;
— минимальные поглощения при цементировании;
— подъем цементных растворов до плановых глубин;
— качественное вытеснение бурового раствора в затрубном пространстве.
Технология бурения под управляемым давлением (MPD), которая широко используется в некоторых регионах России, может помочь решить эти проблемы. Эта технология позволяет значительно снизить риски возникновения нештатных ситуаций, аварий и непроизводительного времени (НПВ).

Комплексная технология цементирования обсадных колонн

Общие сведения

Качественное первичное цементирование обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах — основа дальнейшей их длительной, безаварийной и эффективной эксплуатации.
Особо важное значение качество цементирования имеет для условий близко расположенных напорных нефте- и водоносных пластов.
В результате длительной эксплуатации месторождений пластовые давления снижаются и успешное проведение процесса цементирования скважин с нормальными или аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) и при необходимости обеспечения подъема тампонажного раствора до устья скважины становится весьма проблематичным.
Проведение гидроразрыва пласта (ГРП) на многих некачественно зацементированных скважинах приводит к разрушению цементного камня, изолирующего нефтяной коллектор от выше или ниже расположенных водоносных горизонтов, что в свою очередь является причиной резкого обводнения продукции в связи с возникновением заколонных перетоков.
Успешное решение поставленной задачи с минимальными материальными затратами может быть достигнуто только с использованием комплексной технологии первичного цементирования обсадных колонн, обеспечивающей проектную высоту подъема цементного раствора, герметичность заколонного пространства (отсутствие заколонных проявлений и межпластовых перетоков) и минимальное отрицательное воздействие на продуктивные пласты при строительстве наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин, в том числе и в условиях АНПД, как на суше так и в море.

Комплексная технология цементирования обсадных колонн

Комплексная технология включает в себя ряд последовательных операций:
— подготовка ствола скважины путем скользящей прокачки специальной комбинированной буферной жидкости, включающей основной замещающий раствор и аэрированную объемно-упругую пачку с ПАВ, обеспечивающую полное вытеснение бурового раствора, отмыв глинистой корки со стенок скважины и кольматацию высокопроницаемых пропластков с целью предупреждения поглощений тампонажного раствора;
— опрессовка ствола скважины на расчетное давление;
— закачка тампонажного раствора, в том числе газонаполненной тампонажной системы при наличии АНПД, с расчетными показателями свойств в заданный интервал;
— приготовление и закачка в заданные интервалы, сложенные проницаемыми породами порций специального тампонажного раствора с повышенными изолирующими и прочностными свойствами (РПИС);
— создание противодавления в заколонное пространство обсадной колонны в период ОЗЦ.

Технология цементирования скважин в условиях нормальных и аномально низких пластовых давлений (АНПД) газонаполненными тампонажными системами (ГТС)

Одним из путей решения проблемы надежного крепления ствола скважин в условиях низких пластовых давлений является снижение плотности тампонажного раствора. С этой целью в цементные растворы вводят бентонитовую глину, воду, различные вещества, связывающие избыточное количество воды, разного рода легкие наполнители, микросферы и т. д. Однако введение облегченных добавок приводит к ухудшению физико-механических характеристик цементного камня, особенно его прочностных и адгезионных свойств, и, как свидетельствует практика не всегда обеспечивает положительный результат.
В мировой практике цементирования скважин признано, что наиболее перспективными являются технологические процессы, основанные на использовании газонаполненных тампонажных систем. Успешность их применения обусловлена не только возможностью получения тампонажных растворов с широко варьируемым диапазоном плотности, но и обеспечением целого комплекса выгодных свойств тампонажных систем. При этом возрастают адгезионные свойства, обусловленные упругими свойствами тампонажных систем, предотвращаются контракционные явления и разного рода флюидопроявления вследствие поддержания внутрипорового давления в тампонажной системе, надежно изолируются зоны поглощений за счет адсорбционных и физико-химических процессов на контакте с изолируемой зоной, обеспечиваются высокие теплоизоляционные свойства, высокая прочность и низкая проницаемость цементного камня. Именно поэтому газонаполненные тампонажные системы нашли широкое применение в странах СНГ и за рубежом.
Газовой фазой в ГТС является сжатый воздух. Степень газирования (отношение объема воздуха, приведенного к нормальным условиям, к объему тампонажного раствора) рассчитывается по специальной компьютерной программе.
Источниками подачи воздуха могут являться как передвижные компрессора высокого давления типа СД 9/101, так и компрессора буровой установки.
С использованием данной технологии зацементировано более десяти тысяч скважин в условиях АНПД на месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Краснодарского Края, Средней Азии, Болгарии, Сирии и Вьетнама.
Следует отметить, что проведение геофизических исследований по оценке качества крепления интервалов скважин, зацементированных ГТС, и интерпретация полученных результатов имеет свои особенности и осуществляется согласно специально разработанной методике, утвержденной директором ПФ «Кубаньгеофизика».
Обязательным регистрируемым параметром при проведении АКЦ в скважине, является параметр «затухание волны по колонне — ак (дб/м)».
Для получения более точной информации о зацементированном газонаполненным составом участка, дополнительно к данным акустического контроля цементирования, могут быть привлечены данные записи СГДТ-2, СГДТ-3 или другой аппаратуры контроля цементирования методом гамма-гамма каротажа.
Совместная интерпретация данных проводится путем сравнения диаграмм АКЦ и СГДТ. Время начала проведения акустического контроля цементирования скважин, зацементированных ГТС, должно составлять не менее 48 часов.

Технология цементирования обсадных колонн, обеспечивающая герметич-ность заколонного пространства

Одной из основных задач при цементировании скважин является создание герметичного цементного кольца, гарантирующего отсутствие заколонных проявлений и межпластовых перетоков после цементирования скважины, которые обусловлены, в основном, образованием в период ОЗЦ флюидопроводящих каналов в зацементированном заколонном пространстве в результате седиментации и при напорном воздействии флюида пластов.
Комплексная технология решает проблему формирования герметичного цементного кольца путем закачки в заданные расчетные интервалы заколонного пространства специальных тампонажных растворов с повышенными изолирующими и прочностными свойствами (РПИС), обладающих набором специфических количественных показателей, рассчитанных для заданных конкретных геолого-технических условий, которые в совокупности обеспечивают формирование герметичного цементного кольца в этих условиях. При этом учитываются конкретные параметры заколонного пространства (динамическая температура, изменяющаяся по стволу, величина кольцевого зазора по интервалам, зенитный угол по интервалам, пластовые и межпластовые давления и т. д.). Эффект герметизации заколонного пространства скважины достигается путем подбора необходимого соотношения вязкости жидкости затворения цементного раствора и начала его сроков схватывания после получения момента «СТОП» по специально разработанной компьютерной программе.
По окончании процесса цементирования, как дополнительная мера, может предусматриваться создание противодавления в заколонное пространство обсадной колонны в период ОЗЦ для повышения вероятности предотвращения заколонных проявлений. При этом в зоне проницаемых пластов в результате отфильтровывания свободной жидкости затворения формируются уплотненные, малопроницаемые перемычки из обезвоженного тампонажного раствора, которые являются дополнительным препятствием для миграции пластовых флюидов по заколонному пространству. Темп создания противодавления рассчитывается по специальной программе и обусловлен темпом снижения давления составного столба тампонажных растворов различных порций.

Результаты промышленного внедрения комплексной технологии

Впервые комплексная технология была применена еще в 1990 г. в ПО «Варьеган-нефтегаз», при цементировании колонн в 10-ти скважинах в условиях катастрофических поглощений и чередования близко расположенных водоносных и нефтеносных пластов в интервале продуктивной зоны, что приводило к значительной обводненности нефти и межколонным перетокам. В большинстве скважин наблюдалось полное отсутствие циркуляции перед началом цементирования. С помощью ГТС при полной циркуляции цементный раствор выходил на устье в конце процесса цементирования. В призабойную зону закачивали цементный раствор с повышенной изолирующей способностью (РПИС), а выше него (а в некоторых случаях и ниже) для обеспечения проектной высоты подъема цемента в условиях катастрофических поглощений — ГТС. Последующее наблюдение за этими скважинами показало, что в процессе эксплуатации они давали безводную нефть.
За период с 1997 по настоящее время технология, предотвращающая заколонные перетоки и межколонные давления, внедрена при цементировании более 200 колонн на скважинах шельфа юга Вьетнама (СП «Вьетсовпетро»). Сущность технологии заключалась в размещении в расчетных интервалах заколонного пространства порций РПИС и, при необходимости, создания противодавления в период ОЗЦ.
До применения указанной технологии наличие межколонных давлений, обусловленных заколонными перетоками, фиксировалось на 80 % построенных скважин. Из всех скважин, зацементированных по комплексной технологии, МКД зафиксированы только на двух скважинах, причем в обоих случаях по причине нарушения технологии крепления и возникших осложнений с работой муфт ступенчатого цементирования типа «ПДМ». Таким образом, успешность работы составляет практически 100 %.
Следует особо отметить продолжительность эффекта: первые скважины, на которых применялась комплексная технология цементирования, находятся в эксплуатации уже в течение 8-ти лет и на них межколонные давления отсутствуют, что подтверждает долговечность и надежность крепи скважины.
Положительные результаты получены при внедрении ГТС в СП «Вьетсовпетро», где данная технология была применена на морском месторождении «Белый Тигр» при цементировании 245-мм технических и комбинированных эксплуатационных колонн.
В 1998 году по заказу НК «ЛУКОЙЛ» разработан «Регламент на цементирование обсадных колонн, обеспечивающий формирование герметичной и долговечной крепи скважины» для ЗАО «ЛУКОЙЛ-Астраханьморнефть», а в 2000 году на его основе были успешно зацементированы несколько скважин на шельфе Каспийского моря (СПБУ «Астра»).
В 2002 году специалисты нашей Компании провели сервисные работы по внедрению комплексной технологии на пяти скважинах на месторождении ЗАО «Арчнефте-геология» (г. Нягань). Во всех скважинах после цементирования эксплуатационной колонны был проведен гидроразрыв продуктивного пласта (ГРП).
Верхний интервал скважин цементировался ГТС на основе цемента ПЦТ-100 с использованием компрессора высокого давления СД 9/101, а в расчетный интервал призабойной зоны между нефтяным пластом и вышележащим напорным водоносным пластом закачивалась пачка РПИС плотностью 1,92 г/см3 на основе цемента стандарта API.
Организационно-технических или иных проблем и затруднений при проведении технологического процесса не отмечено.
Анализ приведенных результатов подтверждает, что цементная перемычка между нефтяным и водоносным пластами при проведении ГРП не разрушилась, о чем свидетельствует низкая обводненность добываемой продукции. Высота подъема тампонажного раствора обеспечена в соответствии с требованиями проекта. Кроме того, повышенные дебиты скважин, где применялась комплексная технология, подтверждают факт снижения отрицательного воздействия тампонажного раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта.
Комплексная технология позволяет цементировать обсадные колонны даже в скважинах с АНПД в одну ступень без применения муфт ступенчатого цементирования типа МСЦ, что подтверждено, в частности, на примере строительства скважин на ПХГ.
Таким образом, результаты практического применения комплексной технологии в различных геолого-технических условиях строительства скважин подтверждают эффективность предлагаемой технологии.

Специалисты ООО «НПК «ЭКСБУР К°» готовы выполнить в рамках договора следующие работы:
— анализ геолого-технических и организационных условий цементирования скважин;
— расчет технико-технологических требований к процессу цементирования;
— подбор рецептур тампонажных растворов, отвечающих поставленным требованиям, в том числе с использованием материально-технической базы Заказчика;
— поставку специальных технических средств и необходимых материалов и химических реагентов для реализации технологического процесса;
— оказание сервисных услуг при приготовлении жидкости затворения и тампонажных растворов и проведении процесса цементирования;
— проведение интерпретации полученных результатов геофизических исследований интервалов скважин, зацементированных ГТС.
По желанию Заказчика мы готовы разработать регламент «Комплексная технология цементирования скважин», адаптированный к конкретным геолого-техническим условиям месторождения, провести (при необходимости) промышленные испытания на 2—3-х скважинах и передать его для промышленного использования.

При этом НПК «ЭКСБУР К°» гарантирует своевременную поставку необходимых материалов и технических средств по заявке Заказчика, а также оказание консультационных и методических услуг при дальнейшем внедрении регламента.

Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

  • All
  • Casing design theory and practice
  • Drilling engineering
  • Gasification
  • Handbook of Cellulosic Ethanol
  • Vergasungstechnik
  • Wood gas as engine fuel
  • Альтернативная энергетика без тайн
  • Альтернативные источники энергии и энергосбережение
  • Бассейны, водоемы и пруды
  • Биогаз на основе возобновляемого сырья
  • БИОЭНЕРГЕТИКА:. мировой опыт и прогноз развития
  • Биоэнергия: технология, термодинамика
  • БІОЕНЕРГЕТИЧНІ УСТАНОВКИ ОБЛАДНАННЯ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ПЕРЕРОБКИ. ОРГАНОВМІСНИХ ЕНЕРГОРЕСУРСІВ
  • Благоустройство загородного участка
  • Бурение
  • Бурение н оборудование гидрогеологических скважин
  • Бурение разведочно — експлуатационой скважины
  • Бурение разведочных скважин
  • Бурение скважин
  • БУРЕНИЕ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ИЗМЕНЕНИЯ АГРЕГАТНОГО СОСТОЯНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД
  • Бурение скважин на воду
  • БУРЕНИЕ СКВАЖИН ПРИ РАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СТРОИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ
  • БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ЗИФ-650М, ЗИФ-1200МР И БСК-2М2-100
  • Бытовые насосы
  • Виогаз
  • Вода в металлургии
  • ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВО
  • Водопровод, сантехника, трубы
  • Водоснабжение, водопотребление
  • ВОДОХРАНИЛИЩА
  • ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ
  • ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ. ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
  • Все о воде
  • Геолого-технологическис исследования в процессе бурения
  • ЕНЕРГЕТИЧНІ ТА ЕКОЛОГІЧНІ. АСПЕКТИ
  • Естественная энергетика
  • Естественная энергетика
  • Заключение
  • Инженерные основы новой энергетики
  • ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ БУРЕНИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
  • ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГИИ
  • Источники Энергии
  • ИСУ
  • Колодцы и скважины
  • Курс бурильщика колонкового кернового бурения
  • МЕХАНИКА В РАЗВЕДОЧНОМ БУРЕНИИ
  • Мікробіологічні аспекти перероблення органічних відходів
  • Нетрадиционные источники энергии
  • Океан как динамическая система
  • Определение наружных давлений
  • ОПЫТ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА ВОДУ
  • ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА И ЭКОНОМИКА БУРЕНИЯ ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН
  • ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН (ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ, ЛИКВИДАЦИЯ)
  • Отопление
  • ОХРАНА И МОНИТОРИНГ ПОВЕРХНОСТНЫХ ВОД СУШИ
  • Пассивные кондиционеры
  • ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В РОССИИ. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В РОССИИ
  • Понятие о скважине
  • ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ ТРУБ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
  • Предупреждение самопроизвольного искривления скважин
  • ПРИБОРЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ
  • Прибрежное бурение Краснодарского края
  • ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ И ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ
  • Промышленные насосы
  • РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ
  • Разное
  • Разные статьи
  • РАСЧЕТ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
  • РАЦИОНАЛЬНАЯ ОТРАБОТКА И ИЗНОСОСТОЙКОСТЬ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ
  • Системы воздушного отопления
  • СПЕЦИАЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПРИ БУРЕНИИ И ОБОРУДОВАНИИ СКВАЖИН НА ВОДУ
  • Справочник бурильщика
  • СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
  • Сточная канава, чистка стоков
  • ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩИХСЯ СНВАЖИН
  • ТЕОРИЯ, КОНСТРУКЦИЯ И РАСЧЕТ ЛОКОМОБИЛЯ
  • Тепловое оборудование
  • ТЕПЛОЕНЕРГЕТИЧНІ УСТАНОВКИ. ТА ЕКОЛОГІЧНІ АСПЕКТИ. ВИРОБНИЦТВА ЕНЕРГІЇ
  • ТЕПЛООБМЕН ПРИ БУРЕНИИ МЕРЗЛЫХ ПОРОД
  • Термогидравлика при бурении скважин
  • Техническая литература по бурению
    • Учебник инженера: Бурение горизонтальных скважин (1998г.)
  • Техническое проектирование колонкового бу­рения
  • ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ
  • Технология и техника разведочного бурения
  • Фундаментальные открытия кванта пространства-времени. и сверхсильного электромагнитного взаимодействия
  • Экологическая техника
  • ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ИСТОРИЯ
  • Электро-химические генераторы
  • Энергосбережение

ИЗМЕНЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН

При цементировании скважин важно правильно подобрать цемент соответствующего качества, что в значительной мере зависит от температуры среды.

Рассмотрим отдельные технологические операции процесса разоб­щения пластов с точки зрения влияния их на изменение температуры в скважине [24].

Разделив технологический процесс разобщения пластов на отдельные элементы, можно представить, что он происходит по сле­дующей примерной схеме для скважин средних глубип II «а 3000 м (табл. 44).

Завершение бурения до заданной глубины…………………………………….

Промывка скважины для проведения каротажа и других замеров. . .

Каротаж скважины и другие замеры

Промывка под спуск обсадной ко­лонны………………………………………………….

Спуск обсадпой колонны………………

Промывка скважины (через обсадную колонну) ……………………………………

Закачка цементного раавора с после­дующей продавкой его……………….

Период твердения цементного рас­твора……………………………………………… .

Определение высоты подъема цемент­ного раствора……………………………

Замена инструмента на меньший диа­метр н спуск его в скважину. .

Разбуривание цементного стакана и продолжение бурения ствола мень­шего диаметра…………………………..

По этой таблице легко проследить, что только в четырех случаях (2, 6, 9, 10) температура понижается; в остальных же случаях глинистый раствор нагревается. Оперируя предельными значениями времени, можно считать, что если на весь процесс разобщения пластов расходуется от 135,0 до 167,5 ч, то 21—29,5 ч (15,6—17,6%) из них тратится на охлаждение промывочной жидкости, а в течение остальных 114—138 ч (84,4—82,4%) она нагревается. Это, однако, не значит, что температура раствора будет увеличиваться пропор­ционально времени нагревания.

На основе ранее изложенного в первом приближении следует считать, что после прекращения промывки время восстаповлення температуры от t3a до t3 (табл. 38) можно вычислить по зависимости (VIII.1). При более длительном отсутствии промывки изменение температуры будет следовать экспоненциальному закону, который выражается зависимостью (IV.21).

При этом также могут быть использованы данные измерений температуры в различных скважинах. Так, представляют интерес данные температурных замеров, относящихся к моменту проведения каротажа перед цементированием. Эти данные, приведенные в табл. 45, заимствованы из работ Т. Картера, Д. Смита, JI. Леона, В. Эмери [32, 931 и относятся к скважинам, расположенным на Мексиканском побережье и в Калифорнии.

Температура пласта °С Температура при каротаже

Не имея достаточно точных данных о характере изменения темпе­ратуры по отдельным этапам, можно тем не менее представить характер кривой, по которой будет изменяться температура в сква­жине в течение всего процесса цементирования. Примерный вид такой кривой показан на рис. 65; она построена в предположении, что для рассматриваемого процесса справедливы зависимости (VII 1.1) и (IV.21).

Рассматривая эту кривую, можно заключить, что ко времени закачки цемента в колонну максимальная возможная температура [5] в скважине будет ориентировочно равна температуре, замеренной

в процессе проведения каротажных работ. Такому понижению тем­пературы после достаточного нагревания скважины за время спуска колонны будет способствовать промывка непосредственно перед закачкой цементного раствора.

Таким образом, температуру, при которой начинается процесс цементирования, можно принять равной температуре, замеренной в процессе каротажа, и в соответствии с пей подбирать цемент.

Процесс твердения цементного раствора, превращение его в цементный камепь, прочность цементного камня, его пористость, а также степень сцепления с породой зависят не только от типа вяжущего вещества, но и от температуры. Поэтому важно выяснить точные значения температуры, при которой образуется и цементное кольцо.

Рис. 65. Примерное изменение температур на забое бурящейся скважины в про­цессе различных операций, предшествующих цементированию.

/ — промывка для проведения каротажа; II — подъем инструмента, наротаж, спуск инстру­мента; III — промывка для спуска обсадной колонны; IV — подъем инструмента, спуск обсадной колонны; V— промывка перед заливкой; V/ — закачка цемента; VII— затверде­ние цемента; VIII — замер высоты подъема цемента и спуск бурильных труб; IX — про­мывка н бурение цементного стакана.

При этом следует учитывать, что во время твердения цементного раствора температура будет повышаться не только вследствие непо­средственного влияния пластовой температуры, но и в результате экзотермической реакции, которой сопровождается схватывание цементного раствора. Выделяемое при этом тепло идет на повышение температуры того интервала, где находится цементный раствор.

Количество тепла, выделяемое при твердении различных цемент­ных растворов, неодинаково; оно зависит как от химического состава

цемента, так и от водо-цементного отношения —.

Тампонажные портланд-цементы с отношением — = 0,4 -5- 0,5

выделяют максимум тепла через 10—13 ч после приготовления рас­твора. При этом в зависимости от состава цемента может выделиться от 1,5 до 5 ккал тепла при схватывании 1 кг цемента.

О происходящих при этом температурных изменениях можно судить по приводимой на рис. 66 диаграмме, на которой предста­влены кривые температур, наблюдающихся при адиабатическом твер­дении различных цементов. Указанные кривые получены на основе опытов Дорша, проведенных им в одинаковых для всех цементов условиях.

Зная общее количество тепла gCI, выделяемое 1 кг цемента во время схватывания, и предполагая, что процесс протекает мгновенно, можно найти прирост температуры твердеющего цементного рас­твора Д tez по формуле

где са — теплоемкость цементного раствора.

Рпс. 66. Подъем температуры прп твердении различных цементов (по Доршу).

Вывести уравнепие нагревания и остывания цементного кольца в затрубном пространстве и цементного раствора в колонне очень трудно. На этот ироцесс оказывают влияние многие факторы. Точ­ное решение данной задачи прак­тически невозможно, поэтому при­нимается ряд допущений. Один из вариантов такого приближенного решения задачи приводится

В. И. Дахновым и Д. И. Дьяко­новым.

Однако С. А. Ширинзадо [891 считает, что решение, предлага­емое в работе В. И. Дахнова и Д. И. Дьяконова, имеет ряд недо­статков:

1 — глиноземистый цемент, 2 — быстро твердеющий цемент; з — обыкновенный иортланд-цемент; 4 — желеэо-портланд-це — мент; 5 — доменный цемент.

а) в формулах не учитывается исходная температура цементного раствора на поверхности i0ll;

б) за поверхность теплообмена принимается величина 2nrzdz вместо 2nrdz;

в) полученные зависимости при расчетах дают завышенный ре­зультат и не находят физического объяснения.

Не приводя вывода зависимостей, предложенных С. А. Ширнн — заде [891, покажем их в окончательном виде.

Формула, позволяющая определять температуру цементного раствора при движении его по колонне, имеет вид:

Улг^,, • — яу (r^—rj)vic »

^иг, — внутренний и наружный радиусы колонны в л; г — радиус скважины в м; к — коэффициент теплопередачи от окружающей среды к цементному раствору в ккал/м3 • ч • °С; и t2 — темпера­тура пород у устья и на забое скважины в град; t — температура цементного раствора на глубине z в град; у — удельный вес цемент­ного раствора в кГЛи3; ve — скорость движения раствора в колонне в м/ч; г, — скорость потока за колонной в м/ч; с — теплоемкость цементного раствора в ккал/кг ■ °С; II — глубина скважины.

Температуру цементного раствора по истечении времени т можно

определить по формуле

Температуру цементного кольца tцв в момепт окончания процесса схваты­вания находят из выражения

где d — диаметр скважины в м; Д t0 — разность температур пород и раствора в начальный момент времени в °С; а0— температуропроводность среды в м2/ч; Д toy — прирост температуры цемента Рис. 67. Кривые пзменения вследствие экзотермической реакции

температур при движении це — схватывания.

з, 4 — через б ч после начала

схватывания цемента; 5 — темпе — ДСЛ6НИЯ ТвМПературЫ ПО СТВОЛу СКВа-

ратура горных пород. жины в различные периоды цементиро­

вания. Расчеты проведены по формулам (XI.2) — (XI.5) с использованием следующих данных: Н = 3000 м; г = 0.135 м; Г] = 0,073 м; rt = 0,061 .и; а0 = 0,5-10″3 м*/ч;

к = 4 ккал/мг ■ ч° • С; с = 0,55 ккал/кГ • °С; у = 1,85 Г 1см3;

= 1 м/сек; vl = 1,5 м/сек; qax = 3 ккал/кГ; t0 = 20° С; tl = 15° С;

По окончании твердения цемента процесс цементирования пре­кращается, продолжается бурение или подготовка скважины к осво­ению.

С точки зрения пзменения теплового состояния скважины послед­нее обстоятельство имеет существенное значение. В первом случае, т. е. когда цементировалась промежуточная колонна, цементный камень в течение остального времени бурения вплоть до сдачи сква­жины в эксплуатацию будет находиться в менее напряженном тепло­вом состоянии, так как внутренние стенки колонны будут омываться

циркулирующим глинистым раствором. В эксплуатационной колонне охлаждающего действия промывочной жидкости не будет, и с мо­мента ввода скважины в эксплуатацию на внутренние стенки колон­ны будет влиять температура нефти, поступающей из пласта.

Все это должно учитываться как при подборе цемента, так и при установлении методики его испытания с учетом изменения темпе­ратуры во времени. Величины температур цементного раствора после схватывания но некоторым скважинам площади Зыря приве­дены в табл. 46.

Примерная темпе­ратура глинистого раствора до цемен­тирования,

голоса
Рейтинг статьи
Читайте так же:
Как найти активность цемента формула
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector