Основы нефтегазопромысловой геологии

При ликвидации поглощения лучшим считают расположение свободного конца инструмента в подошве или в середине зоны поглощения раствора. При использовании, этого метода получают значительную экономию материалов, времени и средств.

Разбуривание цементных мостов и очистка колонн от цементных корок

Разбуривание цементных мостов при изоляции, притока посторонних вод в скважину, устранении дефектов эксплуатационной колонны и возврате на нижележащий горизонт -- одна из серьезных и сложных операций. Длительность и сложность зависит от глубины скважины, диаметра колонны высоты цементного моста. Иногда в глубоких скважинах разбур длится десятки дней.

Мосты можно разбуривать как ротором и турбобуром, и торцовым гидропескоструйным перфоратором, Гидробуром и электробуром.

Для разбуривания цементных мостов турбобуром применяются секционные турбобуры типа ТС4А-5 (в 168 мм обсадной колонны и ТС4А-4 (в 146 мм обсадной колонне). Турбобур опускают в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах.

При бурении турбобуром в верхней части колонны труб устанавливают фильтр для очистки рабочей жидкости от разлива примесей. Вращающий (крутящий) момент на валу труб очень мал, и при малейших перегрузках турбобур останавливают. Он работает хорошо при разбуривании цементных мостов, соответственно подобраны осевое давление и объем прокачиваемой жидкости для установленной прочности цементного и данного типа долота. Обычно применяют шарошечные кольца, которые эффективно бурят цемент при большой скорости вращения вала турбобура и небольшом крутящем моменте.

В объединении Краснодарнефтегаз турбобуры эффективно работают на средних глубинах при подачи насосов 12 - 14 мм. Такую подачу может обеспечить один агрегат ЦА-320М IV скорости при давлении до 70 - 80 кгс/см2.

Цементные мосты обычно бурят с промывкой скважины. При промывке глинистым раствором значительно повышают вязкость раствора и давление на насосах цементировочных агрегатов.

При разбуривании цементных мостов на глубинах до 200 кгс/см2 приходится применять два - три агрегата, а давления на насосах иногда возаърастают до 100 - 150 кгс/см2. Суммарную подачу насосов стараются поддержать в пределах 16 - 18 л/с.

Во время работы турбобура машинист должен строго следить за показаниями манометра. Иногда в результате засорение фильтра давление внезапно начинает расти, а подача насосов уменьшается. В этом случае необходимо остановить насос, предупредить о случившемся мастера или бурильщика и очистить фильтр.

На глубинах свыше 2000 м цементные мосты разбурила роторным способом. При роторном бурении применяют бурильные трубы диаметром 63--73 мм. При этом обычно используют пикообразные долота с массивными корпусами. Для бурения в интервале фильтра в Кировнефти применяют пикообразное долото в комбинации с райбером. Долото бурит цемент, а райбер центрирует долото, очищает колонну от цементной корки, а также выправляет колонну и сбивает застрявшие в колонне нули.

При одинаковых диаметрах гидравлические потери в бурильных трубах больше, чем в насосно-компрессорных. Поэтому при разбуривашш цементных мостов на глубинах 3--4 тыс. м и более требуются большие мощности для прокачивания промывочных жидкостей. На таких работах обычно применяют агрегаты марки ЗЦА-400А.

Агрегаты подсоединяют к скважине через буровой шланг и вертлюг. Буровой шланг в таких случаях оборудуют фланцем с быстро съемным соединением. Если при разбуривании ожидаются высокие давления, то буровой шланг заменяют гибким металлическим.

Испытание обсадной колонны на герметичность

Испытание обсадной колонны предусматривает проверку ее прочности и герметичности внутренним или внешним давлением. Обсадную колонну можно испытать на герметичность опрессовкой или понижением уровня в колонне.

Все разведочные скважины наряду с опрессовкой обсадной колонны испытывают дополнительно на герметичность путем снижения уровня. Кондуктор и промежуточную колонну, на которых предполагается установка противовыбросового оборудования, испытывают на герметичность опрессовкой при заполнении их водой. Если длина цементного стакана очень велика, его разбуривают до упорного кольца перед опрессовкой. Если колонна зацементирована в две ступени, герметичность проверяют дважды: сначала после затвердения цементного раствора второй ступени, вторично -- после разбуривания верхнего и излишней части нижнего цементных стаканов.

Для проверки герметичности цементного кольца во избежание прорыва газа при выбросах после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1--2 м кондуктор или промежуточную колонну вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием повторно опрессовывают. Для этого скважину через спущенную в нее бурильную колонну промывают водой, герметизируют и опрессовывают. Величина опрессовочного давления определяется по формуле

Роп = 1.2рh - 0,1 ржh, (2.25)

где роп -- давление на устье скважины в кгс/см2; ph -- ожидаемое максимальное давление в скважине у башмака в случае выброса и фонтанирования в кгс/см2; h -- глубина установки башмака в м; рж -- плотность жидкости в колонне при опрессовке в г/см3; 1,2 -- коэффициент безопасности.

Обсадные колонны опрессовывают при помощи цементировочных агрегатов, плунжерных насосов от гидравлических домкратов ГД1, портативного ручного насоса с одним цилиндром или приспособлением для опрессовки обсадных колонн, которые приводятся в действие от лебедки посредством талевой системы.

Агрегат через опрессовочную или цементировочную головку подсоединяют к испытываемой колонне, затрубное пространство герметизируют и в колонну плавно нагнетают жидкость.

При проверке герметичности давление опрессовки на 20% превышать максимальное устьевое давление, может возникнуть при эксплуатации данной колонны. Во всех случаях давление опрессовки должно быть не менее следующих величин:

Диаметр колонны,

мм…………………..426-377 324-273 245-219 194 168 146-141 127

Давление на устье,

кгс/см2 , не менее… 50 60 70 75 80 100 120

Колонну считают герметичной, если в течение 30 мин заданное давление снизится не более 70 кгс/см2 и не более чем на 3 кгс/см2 при опрессовке давлением менее 70 кгс/см2. Время отсчитывают через 5 мин после создания давления.

В газовых скважинах после опрессовки эксплуатационной колонны дополнительно опрессовывают воздухом верхнюю часть колонны и оборудование устья скважины на то же давление, и при гидравлическом испытании. Для этого в скважину спускают насосно-компрессорные трубы и промывают ее водой с одновременной аэрацией ее с помощью компрессора УКП-80. Зато компрессором закачивают воздух между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной и повышают давление до 80 кгс/см. Далее цементировочным агрегатом закачивают в насосно-компрессорные трубы воду и создают расчетное давление в межтрубном пространстве у устья скважины.

При испытании на герметичность колонн способом снижения уровня необходимо, чтобы столб жидкости в скважине был на высоте на 20% меньше столба, при котором был вызван приток в процессе опробования этого объекта, но не меньше величины приведенных ниже:

Глубина скважины, <500 500-1000 1000-1500 1500-2000 >2000

Снижение уровня, м, не менее…………… 400 500 650 800 1000

В скважинах, пробуренных с промывкой буровым раствором плотностью 1,4 г/см3 и выше, вместо испытания герметичности колонны снижением уровня можно заменять буровой раствор водой с последующим контролем положения уровня жидкости на устье. При испытании способом снижения уровня колонну считают герметичной в том случае, если уровень за 8 ч наблюдения не превысит величин, приведенных в табл. 13.

Таблица 13

Диаметр клоны, мм	Допустимая величина повышения уровня в колонне при снижении уровня на глубину, м
	<400	400-600	600-800	800-1000	>1000
114-219 >219	0,80 0,50	1,10 0,80	1,40 1,10	1,70 1,30	2,00 1,50

Испытание колонн на герметичность оформляется соответствующим актом. Если колонна негерметична, проводят ремонтные работы и заново проверяют ее герметичность.

Приготовление бурового раствора

Приготовление, бурового раствора -- один из важных видов работ на скважине; в настоящее время он полностью механизирован. Отечественная нефтяная промышленность широкими темпами переходит на использование материалов (глины, утяжеляющих добавок, химических реагентов) в порошкообразном виде, разработано специальное оборудование для хранения порошкообразных материалов и приготовления из них растворов (так называемый блок для приготовления растворов -- БПР), а также для хранения значительных объемов буровых растворов в сборно-разборных хранилищах.

Тем не менее, раствор иногда приготовляют вручную. Этот способ заключается в следующем.

Приготовление бурового раствора, особенно в зимний период, -- весьма трудоемкая, отнимающая много времени операция. Существует несколько способов приготовления раствора. Рассмотрим гидромониторный способ. Прежде всего роют котлован требуемой емкости, вблизи которого заготовляют необходимое количество глины, затем устанавливают гидромонитор.

Гидромонитор представляет собой насосно-компрессорную трубу длиной 2--2,5 м и диаметром 50--63 мм, один конец которой заглушён, а на другом имеется насадка (штуцер) диаметром 6-- 10 мм. Труба шарнирно крепится на легкой стойке и может вращаться в любом направлении. Для подсоединения шланга на трубе имеется патрубок, а для управления работой -- рукоятки. Труба, стойка и шланг легко разбираются. Гидромонитор подсоединяют к насосу агрегата, и насос подает в него воду. Рабочий, направляя струю, размывает глину, при этом раствор стекает в котлован. При необходимом количестве раствора в котловане подачу воды прекращают, приемный шланг насоса перебрасывают в котлован и операцию продолжают до получения раствора заданных параметров. Гидромонитор обслуживает один рабочий. При подсоединении гидромонитора агрегат должен работать на I или III скорости. На приемном шланге устанавливают со дня предотвращения попадания твердых частиц, которые можно закупорить штуцер, вследствие чего, резко повысится давление.

Гидромонитор также используют для разбивки застоявшегося старого раствора. Процесс разбивки раствора аналогичен описанному выше.

ГЛАВА 8. УСЛОВИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ И ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К КАЧЕСТВУ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ И КАМНЯ

Технологический процесс цементирования скважин определяется, геологическими и техническими факторами. В настоящее время значительное число факторов изучено и выработаны определенные методы и приемы, которыми руководствуются при выборе материалов и технологии цементирования скважин.

При выборе тампонажного материала в первую очередь руководствуются геологическими условиями (температурой и давлением, наличием агрессивных вод, поглощением, проявлениями и т. п.). Если тампонажный раствор по своим реологическим свойствам приемлем для цементирования скважины, то можно задаваться прочими технологическими приемами, повышающими качество цементирования.

Такие свойства тампонажного раствора, как с.роки схватывания и время загустевания, реологические параметры, водоотдача и т. п., зависят от температуры и давления, контакта с агрессивными водами, нефтью в газом.

Рецептура тампонажного раствора должна соответствовать конкретным условиям скважины. При этом тампонажный раствор должен оставаться подвижным в процессе цементирования и сразу же набирать структуру и переходить из раствора в цементный камень после окончания этого процесса.

Для каждого конкретного случая подбирается соответствующий тип цемента, а затем вырабатываются необходимые технологические мероприятия, которые должны обеспечить высокое качество цементирования.

8.1 Условия цементирования

Свойства тампонажного раствора подбирают в соответствии с конкретными геологическими условиями и в первую очередь оценивают по показателям загустевания или сроков схватывания в зависимости от температуры и давления.

Температура и давление в скважине

К наиболее важным факторам, определяющим выбор тампонажных материалов, особенно для глубоких и сверхглубоких скважин, следует отнести температуру, давление и состав пластовых минерализованных вод.

Температура поверхности Земли зависит в основном от сильной радиации и угла, под которым лучи падают на поверхность. Внутреннее тепло Земли незначительно влияет на температуру ее поверхности, которая колеблется в зависимости от времени года и суток. Амплитуда колебаний поверхностной температуры с глубиной быстро уменьшается. Глубина, ниже которой практически не сказывается влияние поверхностей температуры, называется глубиной «нейтрального слоя». Для различных работ эта глубина колеблется от 15 до 30 м. Ниже нейтрального температура с глубиной возрастает и зависит от внутреннего пласта Земли.

При изучении температурных режимов скважины различную геотермическую ступень и геотермический градиент.

Геотермической ступенью g называется глубина, на которую нужно углубиться от нейтрального слоя, чтобы температура поднялась на 1оС; эта величина определяется по формуле

, м/ оС,

где Н -- глубина скважины, м; h -- глубина нейтрального слоя; Т -- температура на глубине, °С; tср -- средняя годовая температура воздуха в месте замера, °С.

Геотермический градиент Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на каждые 100 м. Величина геотермического градиента определяется формулой.

, оС/100м.

Величины геотермической ступени и геотермического градиента связаны между собой соотношением

,

На практике чаще пользуются величиной геотермического градиента. Температура на забое скважины может быть подсчитана по формуле

,

где t3 -- температура на глубине Z, оС. Щ

Геотермический градиент -- величина непостоянная и может изменяться с глубиной. Поэтому не всегда по установленному геотермическому градиенту можно точно вычислить температуру на заданной глубине. В табл. 14 приводятся температуры

в различных точках по данным непосредственных измерений в буровых скважинах.

В скважине различают температуру статическую и динамическую. Под статической температурой понимается температура пород нетронутого массива на данной глубине. Температура забоя в скважине принимается близкой к статической, если в скважине не проводят никаких, работ в точение 2--4 сут. Динамическая температура -- температура в скважине на данной глубине в процессе циркуляции бурового раствора.

Температурный режим в скважине меняется в зависимости от типа промывочной жидкости, скорости потока, количества циклов, поверхностной температуры и многих других факторов. Температура входящего в скважину раствора меньше, чем температура выходящего. С увеличением глубины скважины эта разница достигает даже нескольких десятков градусов. Циркуляция промывочной жидкости способствует выравниванию температур по профилю скважины: промывочная жидкость снижает температуру забоя и повышает температуру горных пород в верхней части скважины.

При цементировании скважин необходимо знать и статическую и динамическую температуры. Обычно рецептуру тампонажного раствора для первичного цементирования подбирают при динамической температуре, а при проведении повторных цементирований тампонажные растворы подбирают с учетом статической температуры. Наиболее полные данные по температурному режиму можно получить при непосредственном замере температуры в скважине электротермометром. Однако не всегда возможно проводить эти замеры, поэтому для вычисления динамической температуры пользуются эмпирическими формулами.

При изучении свойств тампонажных растворов было выявлено что, помимо температуры, важное значение имеет величина давления. В земной коре действует горное давление. Горное давление характеризуется естественным напряжением состоянием пород. Оно оказывает существеннее влияние на состояние флюидов, находящихся в пластах. Эти давления определяют необходимые параметры промывочных жидкостей и усилия, способствующие на обсадные трубы, забойное и устьевое оборудование скважины.

Различают полное и боковое давления.

Полное (вертикальная составляющая горного давления) давление определяют по формуле

р3 = рнZ;

боковое (горизонтальная составляющая горного давления) давление находят по формуле

рr = vp

где рп -- плотность породы; v -- коэффициент бокового давления, который зависит от коэффициента Пуассона пород и их реологических свойств.

Для производственников боковое давление, так как его величиной состояние степени скважины.

Обычно давление флюидов в залежах воды, нефти и газа приблизительно равно условному гидростатическому давлению за величину которого принимается вес столба пресной воды. Исследования этого вопроса по фактическим данным, получения на большом количестве месторождений, показывает, что пластов давления в нефтяных и газовых залежах в большинстве случаев составляют от 100 до 120% гидростатического столба воды в скважине. Однако имеются залежи, где давления флюидов превышает обычные в 1,3--1,0 раза и даже достигают величины горного давления. Такие давления называются аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Встречаются скважины, которые вскрывают пласты с давлением ниже гидростатического. Такие давления называются аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД).

Отношение пластового давления к давлению столба воды в данной глубине называется коэффициентом аномальности

,

В СССР встречаются пласты с коэффициентом аномальности 1,5--20 и более.

При проведении работ в скважине различают статическое давление и динамическое. Статическое давление -- это давление столба бурового (тампонажного) раствора на пласт в спокойном состоянии. Динамическое давление -- давление, возникающее в процессе циркуляции раствора. Динамическое давление больше статического. Поэтому при подборе рецептуры тампонажного раствора учитывают динамическое давление (особенно при цементировании под давлением).

Пластовые воды

Воды нефтяных, и газовых месторождений обычно содержат в растворенном, состоянии более или менее значительное количество солей, т. е. пластовые воды являются минерализованными.

Основными физическими свойствами минерализованных вод являются плотность, вязкость, соленость и электропроводность. Растворимость солей находится в функциональной зависимости от степени минерализации вод. В табл. 15 представлена растворимость солей воды.

Таблица 15

Соль	Растворимость
	г/л	%
MgCl2 CaCl2 MgSo4 Na2So4 Na2Co3	558,1 731,9 354,3 168,3 193,9	36,0 42,3 26,2 14,4 16,2

Наиболее распространенным способом определения типа и характера воды, а также принадлежности к тому или иному горизонту нефтяного месторождения является химический состав этих вод. Химический состав вод обусловливается их взаимодействием с разнообразными горными породами при циркуляции в недрах земли, с различными газообразными составляющими земной коры, а также воздействием на состав вод продуктов жизнедеятельности и распада различных организмов.

Основными минеральными веществами, входящими в состав вод нефтяных месторождений, являются обычно соли натрия, калия, магния и др. По классификации Г. М. Сухарева, воды нефтяных и газовых месторождений относятся к четырем генетическим видам: сульфатно-натриевым, гидрокарбонатно-натриевым, хлормагниевым и хлоркальциевым.

Пластовые воды большинства месторождений Советского Союза содержат в основном хлориды -- хлористый натрий и хлористый кальций. Однако известно, что пластовые воды многих месторождений Узбекистана, Поволжья, Башкирии, Украины, Северного Кавказа имеют высокие концентрации сульфатионов, сероводорода, углекислого газа. Эти воды, особенно которые содержит сероводород, а также соли, слагающие стены скважины, при высоких температурах и давлениях способны в короткие сроки разрушать некоторые виды тампонажных материалов, что может вызвать межпластовые перетоки и разрушения обсадных колонн.

8.2 Требования, предъявляемые к качеству тампонажного раствора и камня

Процесс цементирования скважин в значительной степени определяется физико-химическими свойствами тампонажных растворов. Знание и умение регулировать такие, свойства тампонажных растворов, как сроки схватывания и загустевания, подвижность и седиментационная устойчивость, являются залогом успешного проведения процесса цементирования, безаварийности работ.

Из курса физики известно, что каждое вещество в зависимости от условий может существовать в трех различных агрегатных состояниях: твердом, жидком и газообразном. Агрегатное состояние вещества обусловливается воздействием составляющих его молекул (частиц), которое в результате существования силы отталкивания и притяжения определяет характер их расположения и возможного движения.

Многокомпонентные (сложные) системы отличаются от простых многофазностью. Сложность системы определяется, двумя факторами: числом компонентов, составляющих систему, и числом фаз, в нее входящих. Важным признаком сложности системы является степень раздробленности (дисперсности) одной из ее фаз.

Глинистые и цементные растворы представляют собой сложные дисперсные системы. При растворении одного вещества в другом происходит раздробление (диспергирование) растворяемого вещества в растворителе. Вещество, которое раздробляется, называется дисперсной фазой, а вещество-растворитель называется дисперсионной средой.

В зависимости от степени измельчения частиц, т. е. степени дисперсности вещества, различают три вида дисперсных систем: суспензии (эмульсии), коллоидные растворы и истинные растворы.

Суспензия (или взвесь) представляет собой мутную жидкость, в которой твердые частицы находятся во взвешенном состоянии, со временем эти частицы оседают на дно; например, мелкий песок, взмученный в воде, образует суспензию.

Эмульсия -- дисперсная система, которая состоит из двух, или нескольких нерастворимых друг в друге жидкостей; например, масло, распределенное в молоке в виде мельчайших капелек. Суспензия и эмульсия называются дисперсными системами. Дисперсные фазы в них имеют размеры частиц больше 0,1 мкм или более 0,0001 мм.

Коллоидные растворы (или золи) -- тоже дисперсные системы, в которых диспергированное вещество находится в более мелком состоянии (от 0,0001 до 0,000005 мм); например раствор крахмала. Коллоидные частицы в большинстве случаев состоят из группы молекул. Частицы коллоидного раствора не видны в обычный микроскоп.

Название «коллоид» произошло от греческого слова «колла», что значит, клей; «коллоидный», т. е. клееподобный.

Истинные растворы -- растворы, в которых растворенные вещества распадаются до молекул. Например, раствор сахара, соли, кальцинированной соды и др.

Промывочные жидкости и тампонажные растворы содержат как грубодисперсные, так и коллоидные частицы; преобладают грубодисперсные частицы. Несмотря на то что в промывочных жидкостях и цементных растворах доля частиц, имеющих коллоидные размеры, относительно мала по сравнению с трубодисперсными фракциями, эти частицы во многом определяют свойства систем.

Важнейшими, задачами физикохимии дисперсных систем являются изучение условий, определяющих устойчивость и разрушение этих систем, и выработка конкретных рекомендаций по регулированию и использованию систем с заданными свойствами,

Под устойчивостью любой системы, в том числе коллоидной подразумевают способность сохранять неизменным свое состояние и прежде всего однородность во всем объеме. В отличие от систем молекулярной дисперсности и раствором высокомолекулярных веществ коллоидные, системы неустойчивы.

В растворе на молекулу или частицу раздробленного вещества действуют две силы -- сила тяжести и сила диффузии. Под действием тяжести частички теряют плавучесть и оседают. Под влиянием диффузии те же частички стремятся выйти из сферы земного притяжения. Результатом взаимодействия этих сил является равновесное состояние всей системы, определяющие ее устойчивость. Таким образом, можно сказать, что устойчивость систем зависит исключительно от ее диффузионной способности и масс частиц, ее составляющих.

С молекулярно-кинетической точки зрения устойчивость дисперсной системы объясняется балансом сил сцепления и отталкивания. Межмолекулярные силы притяжения быстро возрастает при сближении частиц. Силами отталкивания могут быть электрические силы одного из ионов электролита, находящегося в системе или защитные оболочки дисперсной среды, образовавшие на поверхности частиц, или силы, возникающие при введении третьего компонента системы (например, какого-нибудь поверхностно-активного вещества). В случае нарушения агрегативной устойчивости дисперсной системы, когда начинают преобладать силы притяжения, частицы слипаются и выделяются из систем. Это явление называется коагуляцией.

Устойчивость дисперсной системы можно повысить, ввести поверхностно-активные вещества (ПАВ), способные понижать межмолекулярные силы притяжения. Для стабилизации промывочных жидкостей и тампонажных растворов широко применяющие поверхностно-активные вещества, как ССБ, КССВ, крахмал, сульфонол, щелочные вытяжки из торфа, бурого угля, водорослей и т. д.

Важным условием безаварийной работы при проводке глубоких скважин является умение управлять устойчивостью тампонажных растворов и промывочных жидкостей при высоких температурах и наличие минерализованной дисперсионной среды.

Подвижность тампонажного раствора. Наиболее важным свойством тампонажного раствора является его подвижность, способность прокачиваться по циркуляционной системе скважин. Существуют различные способы определения подвижности.

Подвижность цементного раствора обусловливается гидравлическим сопротивлением, которое оказывает цементный раствор в процессе движения по трубам и затрубному пространству скважины. Гидравлическое сопротивление может быть рассчитано, если известны реологические параметры цементного раствора пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига. Измерения этих параметров сложны и трудоемки. Поэтому в испытании цементных растворов в производственных условиях и с помощью консистометра.

Подвижность раствора по растекаемости определяется при помощи конуса АзНИИДН. Этот метод позволяет быстро подбирать количество воды при соответствующем составе смеси и может рассматриваться как ориентировочный. Однако он не позволяет фиксировать изменения подвижности тампонажного раствора

в течение времени и определять его реологические свойства. Вязкость тампонажных растворов может резко различаться, а растекаемость их будет примерно одинакова.

Согласно ГОСТ 1581--63, растекаемость раствора должна составлять не менее 18 см для исследованного типа цемента при соответствующем водоцементном отношении.

Рис. 27. График зависимости начала схватывания цементного раствора от водоцементного отношения (В/Ц)

Сроки схватывания тампонажных растворов. Пригодность тампонажных растворов закачки в затрубное пространство скважин оценивается сроками схватывания. Исполнители работ должны знать время, в течение которого цементный раствор в условиях данной скважины сохраняет подвижность (прокачиваемость), и время превращения его в камень. Скорость схватывания цементного раствора зависит от вида и состава цемента, тонкости его помола, условий и продолжительности хранения цемента, водоцементного отношения, качества воды затворения, температуры и давления в скважине. Вид и состав цемента, тонкость его помола, температуру и давление в скважине изменить нельзя. Но есть факторы, изменив которые можно оказать существенное влияние на свойства раствора.

Одни из таких факторов -- вода затворения, ее качество и количество. Вода должна быть чистой, не должна содержать никаких не известных примесей (в том числе кислот и щелочей). Для определения сроков схватывания используют воду, на которой предполагают проводить цементирование.

Для каждого типа тайно важного материала берут определенный процент воды. Изменение водоцементного отношения (отклонение от рецептурных данных)может вызвать удлинение сроков схватывания или резкое их сокращение. На рис. 27 приведен график зависимости начала схватывания цементного раствора от водоцементного отношения (В/Ц), построенный по результатам лабораторных испытаний одной из партий цемента Вольского завода.

Увеличение температуры ускоряет процессы схватывания и твердения цементных растворов. Особенно значительно сокращаются сроки схватывания при повышении температуры от 20 до 50° С. При увеличении температуры свыше 100е С кривая зависимости сроков схватывания выхолаживается.

Давление оказывает меньшее влияние на сроки схватывания, но также ускоряет их.

В скважине на цементный раствор и камень, действуют одновременно температура и давление. При сопоставлении зависимости сроков начала схватывания от температуры и от совместного воздействия температуры и давления видно, что сроки схватывания значительно сокращаются при совместном воздействии на раствор температуры и давления. На графике разность во времени для наглядности заштрихована.

Сроки схватывания тампонажных растворов подбирают исходя из конкретных условий и технических возможностей. Для замедления сроков схватывания применяют замедлители, для их ускорения -- ускорители. При подборе рецептуры тампонажного раствора по срокам схватывания температуру и давление в автоклаве можно задавать как режимные, т. е. изменяющиеся во времени, так и постоянные.

Для определения сроков схватывания тампонажных растворов при температуре до 95° С без воздействия давления применяют прибор Вика. При более высоких температуре и давлении время сроков схватывания определяют и автоклавах.

Принцип определения сроков схватывания тампонажных растворов в автоклаве тот же, что и на приборе Вика.

В корпусе 9 автоклава помещают стойку 7 с набором (5--8 шт.) игл Вика 8 массой 300 г каждая и стакан 12 с тампонажным раствором. Корпус автоклава заполняют водой и герметично закрывают крышкой 4. Давление в автоклаве создается и поддерживается прессом, а температура -- нагревателем 10. Иглы Вика находятся в подвешенном состоянии па муфте 5 с пазом. Иглы сбрасываются штоком 1 через заданный интервал времени. Сроки схватывания контролируемого раствора определяют после извлечения стойки из автоклава и измерения глубины погружения и цементный раствор каждой иглы.

Время загустевания тампонажных растворов, в связи с ростом глубин нефтяных и газовых скважин и повышением забойных температур и давлений возникла необходимость в определении измерения загустевания (консистенции) тампонажных растворов, находящихся в движении (в процессе их перемешивания).

Прежде чем рассмотреть механизм загустевания раствора и методы его -определения, остановимся на некоторых свойствах растворов.

Тампонажные и буровые растворы по реологическим свойствам можно разделить на четыре основных типа: 1) приближающиеся к истинно вязким (ньютоновским); 2) малотиксотропные вязкопластичные; 3) сильнотиксотропные вязкопластичные, 4) неньютоновские жидкости.

К первому типу относятся: техническая вода, буровые растворы на нефтяной основе, безглинистые растворы (карбонатные, сульфатные) и т. д.

Ко второму типу -- суспензии со значительным содержанием твердой фазы: глинистые растворы из мелкоколлоидных глин, утяжеленные глинистые растворы, а также некоторые тампонажные растворы. Характерным свойством таких растворов является то, что при циркуляции в скважине начальные давления на насосах мило отличаются от установившихся.

К третьему типу принадлежат растворы из высококоллоидных глин и многие виды тампонажных растворов. Для таких растворов давление на буровых насосах при восстановлении циркуляции значительно превышает установившееся.

К четвертому типу относятся малоглинистые и безглинистые промывочные растворы, содержащие высокомолекулярные и полимерные вещества большой концентрации.

По своей природе тампонажные и глинистые растворы представляют дисперсную систему, в которой цемент или глина являются дисперсной фазой, а вода -- дисперсионной средой. Свойства тампонажных и глинистых растворов находится в тесной зависимости от свойств цемента или глины и той жидкости, которую составляет дисперсионная вода.

Тела, обладающие свойством восстанавливать первоначальную форму при снятии нагрузки, называются упругими, а само свойство - упругостью.

Предел при котором тело под действием приложенных внешних сил теряет способность восстанавливать первоначальную форму, называется пределом линейной упругости, или пределом пропорциональности.

Если при постоянной нагрузке, превышающей предел упругости, тело медленно деформируется, деформацию называют пластической. В таких случаях принято говорить. Что тело «течет». Напряжение, при котором тело «течет» называется пределом текучести.

Течение представляет собой один из видов деформации, при котором величина деформации зависит от свойств тела. Так, для твердого тела характерны такие деформации, как растяжение, кручение, сжатие, изгиб, а для жидкостей и газов основным видом деформации является течение.

По физико-механическим свойствам тампонажные и глинистые растворы занимают промежуточное положение между ньютоновскими жидкостями (например, вода) и хрупкими телами. Поэтому эти жидкости обладают свойствами и твердых тел и жидкостей.

В спокойном состоянии под влиянием взаимодействия частиц дисперсной фазы (глины, цемента) между собой и молекулами дисперсионной среды в растворах происходит структурообразование, т.е. раствор приобретает студнеобразное состояние. Такие растворы обладают некоторой величиной упругой деформации - свойством, присущим упругим телам. Обладая упругими свойствами, эти растворы могут воспринимать определенные нагрузки, оставаясь в неподвижном состоянии. Например, налитые в цилиндрический сосуд, они сохраняют положение своей поверхности при определенном наклоне сосуда и не выливаются из него.

Изучением свойств (напряжение, деформация и их взаимосвязь) таких жидкостей занимается наука реология (от греческого слова rexos - поток, logos - учение).

Когда говорят о реологических контактах или свойствах) растворов, подразумевают статическое напряжение сдвига, вязкость и динамическое напряжение сдвига.

Вязкость растворов - свойство жидкости оказывать сопротивление относительному сдвигу ее частиц, возникающему под действием растягивающих и сдвигающих сил в общей их совокупности. Это свойство обычно проявляется при движении жидкости.

Физический смысл этого свойства жидкостей заключается в следующем.

Представим себе, что некоторое количество жидкости заключено между двумя плоскими параллельными пластинами А и В. Расстояние между ними равно n. Предположим, что пластина А движется относительно пластины В с некоторой постоянной скоростью и. Опыт показывает, что слой жидкости, непосредственно прилегающей к пластине А, прилипает к ней настолько, что скорость его движения равна скорости движения пластины. Слои, расположенные дальше от пластины А, имеют

меньшие скорости, а слой, прилегающий к пластине В, не перемещается, т. е. и = 0. Таким образом, существуют разность скоростей между соседними слоями жидкости (как и между отдельными ее частицами) и взаимное их скольжение вследствие действия сил внутреннего трения.

Чтобы сдвинуть одну пластину относительно другой, необходимо приложить к пластине некоторую силу F, которую определяют по формуле

(3.8)

где µ -- коэффициент внутреннего трения или динамической (абсолютной) вязкости; и -- скорость перемещения пластины; n -- расстояние между пластинами; S -- площадь пластины.

Если эту зависимость отнести ее ко всему расстоянию между пластинами n, а к бесконечно малому расстоянию между двумя частицами рассматриваемого слоя dn и к единице площади, то получим значение касательного напряжения

(3.9)

где du/dn -- градиент (изменение) спорости du на участке dn.

Из формулы (3.9) ясно физическое значение величины где µ; оно представляет собой силу трения, приходящуюся на единицу поверхности, при градиенте скорости, равном 1, т. е.

(3.10)

Мерой абсолютной вязкости в физической системе единиц является пуаз (Пз), который измеряется в гс/см · с = дин · с/см2. Сотая доля пуаза -- сантипуаз (сПз).

Дистиллированная вода при температуре 20° С имеет вязкость, равную примерно 1 сПз. Свежеприготовленный раствор из портландцемента с водоцементным отношением 0.5

примерно 20--50 сПз.

Для характеристики жидкостей типа цементных и глинистых растворов применяется более сложная зависимость

(3.11)

где з -- коэффициент структурной вязкости; 0 -- статическое напряжение сдвига.

Статическое напряжение сдвига. В спокойном состоянии и цементных и глинистых растворах происходит структурообразование в результате взаимодействия частиц дисперсной фазы с молекулами дисперсионной среды. Внешне структурообразование проявляется в загустевании раствора, а загустевший раствор приобретает свойства упругого тела. Под действием прикладываемой к структурированному раствору силы в нем возникают напряжения, которые приводят к деформациям. Прочность структуры цементного (глинистого) раствора характеризует величина того касательного напряжения, при котором раствор будет выведен из состояния равновесия и начнет двигаться. Эта величина называется статическим напряжением сдвига 0 и графически может быть представлена отрезком ОА (рис. 31). Как видно из графика, в системе координат ф -- (du/dn) для воды 0 равна нулю и величина µ выразится прямой OC1, проходящей через начало координат. В то же время, чтобы цементные или глинистые растворы начали двигаться, необходимо приложить некоторое усилие. Отрезок ОА показывает то усилие (статическое напряжение сдвига), которое разрушает структуру раствора. Статическое напряжение сдвига тампонажных растворов, возрастает с течением времени и с увеличением температуры и давления вследствие физико-химических процессов, происходящих в системе.

Динамическое напряжение сдвига. Если статическое напряжение сдвига растворов характеризует величину сдвига и тот момент, когда раствор только начинает двигаться (отрезок ОА, рис. 31), то под динамическим напряжением сдвига фо понимают минимальное напряжение, при котором раствор выводится из состояния равновесия (при условии, что раствор рассматривается как идеально пластическое тело).

Непосредственно величину динамического напряжения сдвига замерить нельзя, графически же она определяется отрезком ОD или может быть найдена расчетным путем. В большинстве случаев величина динамического напряжения сдвига больше величины статического напряжения, что связано с физико-химической природой растворов.

Рассмотренные реологические параметры цементных растворов играют важную роль в процессе цементирования скважин, так как от физической природы и характера изменения этих параметров и от других факторов (температуры, давления и т. п.) зависит течение этого процесса.

Основной особенностью реологических параметров цементных растворов, отличающих их от глинистых, является непрерывное изменение их во времени. Время жизни цементного раствора от его затворения до превращения в твердое тело определяется несколькими часами. Теми и характер изменения механических свойств цементных растворов зависят от минерального состава цемента, тонкости ого помола, количества воды затворения, температуры, давления и многих других факторов. Так как факторов, влияющих на процесс, достаточно много, то темп и характер изменения реологических свойств со временем могут быть весьма различны.

Процесс загустевания цементного раствора, находящегося в. движении, проявляется в увеличении его динамического напряжения сдвига фо и структурной вязкости з, что приводит к увеличению гидравлических сопротивлений при движении цементного раствора в трубах и в затрубном пространстве и к повышению давления в насосах цементировочных агрегатов.

Однако измерить реологические параметры (ф и з) цементного раствора в области, близкой к пределу прокачиваемости, весьма сложно. Поэтому на практике наблюдают за изменением консистенции раствора во времени с помощью консистометра.

В СССР время загустевания тампонажных растворов определяют с помощью консистометров КЦ-3 и КЦ-4, разработанных во ВНИИКАнефтегаз. Консистометр позволяет замерять загустевание при температуре до 300° С и давлении до 1500 кгс/см2.

Принцип работы консистометра показан на рис. 32. В автоклав 5, заполненный маслом, помещают стакан 4 с тампонажным раствором. Стакан жестко соединен с валом 7, приводящимся во вращение от электродвигателя 5. В стакан с раствором помещают лопастной валик 3, который соединен с калиброванной пружиной 12. Автоклав герметично закупоривают крышкой 2 и нагревателем 6 создают в нем заданную температуру, а насосом 9 - необходимое давление. Стакан вращается обычно при 60 -70 об/мин. Когда тампонажный раствор начинает загустевать, увеличивается сопротивление проскальзыванию лопастного валика. Валик закручивает калиброванную пружину 12, а пружина передает усилие закручивания на потенциометр 1, который и показывает величину загустевания. Давление и температура в консистометре фиксируются манометром 10 и термометром 11.

Условным пределом степени загустевания тампонажного раствора считается 60 Пз. Время достижения этого предела называется временем загустевания раствора.

Плотность раствора является одной из важнейших его характеристик. Многие исследователи считают, что поддержание заданной и равномерной плотности тампонажного раствора по всему затрубному пространству является одним из основных технологических требований для успешного проведения процесса цементирования, так как плотность практически является единственным контролируемым показателем качества тампонажного раствора при его приготовлении. Колебания плотности тампонажного раствора указывают на изменения его водоцементного отношения, что, в свою очередь, вызывает изменение других его свойств - прокачиваемости, загустевания, прочности и т.п.

Значительные колебания плотности считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям. Так, при приготовлении облегченных тампонажных растворов незначительное повышение плотности от заданной величины вызывает резкое загустевание раствора, ухудшается прокачиваемость и повышается давление при цементировании. Уменьшение плотности утяжеленных тампонажных растворов от заданной величины вызывает разжижение раствора, утяжелитель выпадает, насосы выходят из строя, в колонне образуются непродавливаемые пачки из выпавшего утяжелителя.

К большим осложнениям могут привести значительные колебания плотности при использовании замедлителей. Обычно замедлители добавляют в воду затворения в соответствии с лабораторной рецептурой. Уменьшение или увеличение воды в растворе приводит к изменению содержания в нем замедлителя, что сказывается на сроках схватывания раствора.

Считается, что качество раствора удовлетворительное, если плотность иго колеблется в пределах ± 0.03 г/см3.

Водоотдача тампонажных растворов. Успех работ по цементированию скважин часто определяется такими важными свойствами раствора, как седиментационная устойчивость и водоотстой.

Вследствие сильно развитой межфазной поверхности тампонажные растворы являются агрегативно неустойчивой системой, что приводит к разделению ее па две сплошные среды -- воду и твердую фазу. При этом твердые частицы оседают (седиментируют), а свободная вода отфильтровывается вверх. В случае нестабильности раствор расслаивается, жидкость прорывается в слабых участках структурированной твердой фазы, образуя каналы, сплошность цементного камня нарушается. Если процесс цементирования осуществляется нестабильным раствором, возможно значительное отфильтрование воды в пласт. При водоотделении тампонажный раствор загустевает и часто теряет прокачиваемость, что, как правило, приводит к осложнениям.

Величина водоотдачи определяется на приборе УВЦ-1; разработанном во ВНИИКАнефтегаз и КфВНИИнефть. Установка УВЦ-1 рассчитана на работу при температуре до 250° С, абсолютном давлении до 1000 кгс/см2 и перепаде давления 5--500 кгс/см2. Водоотдача чистых цементных /растворов высока и зависит от многих факторов -- водоцементного отношения, свойств цемента, наполнителей и т. д. Установлено, что водоотделение цементных растворов происходит весьма интенсивно и за первую минуту отфильтровывается до 70% воды. При повышении перепада давления до 50 кгс/см2 водоотдача тампонажных растворов увеличивается. С повышением температуры от 20 до 250° С скорость водоотдачи возрастает. Наибольшая ее величина наблюдается в интервале температур 50--100° С.

Величину водоотдачи следует снижать. Для понижения водоотдачи тампонажные растворы обрабатывают КМЦ, гипаном или добавляют в них небольшой процент бентонитовой глины. Критерием для установления предельно допустимой водоотдачи цементного раствора могут служить три основных положения: сохранение прокачиваемости раствора в течение всего процесса цементирования, обеспечение седиментационной устойчивости и влияние проникновения фильтра раствора на изменение коллекторских свойств продуктивного пласта.

В среднем считается, что относительная водоотдача тампонажных растворов на основе портландцементов и доменных шлаков должна находиться в пределах 15--20%. Величину относительной водоотдачи можно вычислить по формуле

, (3.12)

где Вот -- относительная водоотдача, %; Vф -- объем фильтрата, выделившегося из 100 см3 тампонажного раствора, см3/30 мин; Vв объем воды, содержащейся в 100 см3 тампонажного раствора, см.

Механические свойства цементного камня. В скважине цементный камень подвергается воздействию температуры, влажности, давления. При этом на цементный камень в затрубном пространстве могут действовать растягивающие, сжимающие и изгибающие напряжения как одновременно, так и отдельно, кроме того, физико-механические условия твердения цементного камня по глубине скважины неодинаковы, а прочность камня изменяется во времени. Поэтому при определении механических свойств цементного камня необходимо учитывать продолжительность и условия его твердения, а также напряжения, возникающие в цементном образце. Таким образом, о механических свойствах цементного камня можно правильно судить только в том случае если режим твердения экспериментальных образцов цементного камня был максимально приближен к условиям скважины, а вы бор способа оценки прочности соответствовал тем напряжениям, которые будут действовать на камень и скважине.

Величина механической прочности является пока основное характеристикой цементного камня. В СССР механические свойства цементного камня характеризуются пределами прочности на изгиб балочек-образцов стандартного размера, а и США -- на сжатие цилиндрических образцов. Согласно ГОСТ 1581--63, механические свойства цементного камин через двое суток твердения в водной среде при принятой температуре должны соответствовать стандартной величине.

Для протекания нормальной реакции гидратации минералов портландцемента, обусловливающих твердение камня, необходима вода. Недостаток воды замедлит процессы гидратации и изменит структуру цементного камня. В скважине расход воды на гидратацию в некоторой степени компенсируется поступлением в цементный камень пластовых вод и фильтрата из глинистой корки.

Повышение температуры значительно ускоряет реакции гидратации минералов портландцемента, а следовательно, и твердения цементного камня. Для камня из портландцемента наибольшее временное сопротивление соответствует интервалу температур 80--100° С. Дальнейшее повышение температуры снижает Механическую прочность камня. .Поэтому для цементирования скважин с забойными температурами, превышающими 100° С, не рекомендуется применять чистый портландцемент.

Давление при установленных сроках твердения цементного камня при температуре до 100° С способствует повышению его механической прочности. При более высоких температурах давление не оказывает заметного Влияния на прочность цементного камня.

Срок хранения по-разному действует на прочностные свойства цементного камня. В первое время прочностные свойства камня возрастают, 8атем стабилизируются, а в последующем падают. Перечисленные периоды изменения прочностных свойств камня зависят в основном от температуры и среды хранения.

Как показывают теоретические и экспериментальные работы, требования к прочностным свойствам цементного камня могут быть понижены. Производственный опыт свидетельствует о том, что для успешного проведения изоляционных работ, но требуется высокой прочности цементного камня, и то же время величина проницаемости должна быть минимальной.

Проницаемость камня. Чтобы обеспечить надежное разобщение пластов, цементный камень должен иметь достаточно низкую проницаемость для пластовых жидкостей и газов. В скважине цементный камень подвержен действию агрессивных пластовых вод и газов. При наличии значительных перепадов давлений цементный камень, даже обладающий низкой проницаемостью, пропускает через себя воду и газ, вследствие чего камень подвергается объемному коррозийному разрушению. Разрушение камня будет происходить тем скорее, чем больше скорость движения и перепад давления.

Степень проницаемости цементного камня зависит от так называемой эффективной пористости, т. е. от размеров нор и степени их сообщения между собой. На проницаемость цементного камня существенное влияние оказывают температура, давление и срок твердения, а также химическое или физико-химическое взаимодействие между цементным камнем и фильтрующейся жидкостью. Например, вода, взаимодействуя с цементом, может уменьшить в начальный период величину непроницаемости камня (особенно, если вода загрязненная или в ней растворены соли). Однако в дальнейшем, взаимодействуя с продуктами гидратации и выщелачивая свободные соли, фильтрующаяся вода увеличивает проницаемость камня и тем самым интенсифицирует его разрушение.

Величина проницаемости цементного камня но нормирована, по опыт и расчеты показывают, что камень с проницаемостью 2-- 4 мД обеспечивает качественную изоляцию продуктивных горизонтов.

ГЛАВА 9. ТАМПОНИРУЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ

9.1 Классификация тамонажных цементов и растворов

Тампонажным цементом может быть назван материал, состоящий из смеси вяжущих веществ (портландцемент, глиноземистый цемент, шлак, известь и т. п.) и минеральных или органических добавок (песок, глина, барит, резиновая крошка, отходы целлюлозного производства), дающих при смешивании с водой легко-подвижную и не расслаивающуюся в определенном диапазоне концентраций суспензию, которая с течением времени превращается в твердое камневидное тело.

Тампонажные цементы и растворы подразделяются в зависимости от температуры испытания, плотности раствора, сроков схватывания, добавок - наполнителей и т. п.

В США выпускается шесть классов цементов, подразделяемых на две группы: обычные и медленно схватывающиеся. Цементы всех классов имеют в основе портландцемент. В процессе производства цемента ему в зависимости от состава могут быть приданы свойства медленно или быстросхватывающегося материала, быстрого или медленного набора прочности и т. п. Например, к некоторым цементам предъявляются требования высокой начальной прочности (класс С), повышенной сульфатостойкости (классы В и N) и т. д.

...