Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Этапы подготовки скважин к эксплуатации, предупреждение снижения проницаемости продуктивных горизонтов при их ремонте. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Причины отложения минеральных солей, способы их предупреждения и удаления.

Рубрика Производство и технологии
Вид книга
Язык русский
Дата добавления 16.10.2015
Размер файла 10,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Опытные обработки скважин в целях крепления их призабойных зон коксованием проводили на месторождении Павлова Гора (Краснодарский край). Нефть этого месторождения содержит селикагелевых смол 15--20%, коксуемость 4,5--5,3%.

В ходе этих работ установлено, что на эффективность крепления призабойной зоны коксованием нефти влияют следующие факторы: темпы закачки и повышения температуры нагретого воздуха, максимальная температура, продолжительность обработки, расход энергии (А.Р.Гарушев).

Для скважин подобных месторождений рекомендуется темп нагнетания воздуха выдерживать в пределах 900--1000 м3/сут. на 1 м толщины пласта. Температура нагнетаемого воздуха в течение первых суток повышается до 300°С, темп повышения температуры 10--15°С в час. Температура 300°С поддерживается постоянной почти весь период обработки и только в конце процесса поднимается до 350--400°С. Продолжительность процесса определяется либо по среднему расходу тепловой энергии на 1 м толщины пласта, либо по обнаруживанию момента возникновения очага горения. Среднее значение относительного расхода тепловой энергии по промысловым данным составляет примерно 580--1160 кВт/ч/м.

В целом же способ крепления путем коксования нефти является перспективным и должен найти применение в определенных геологопромысловых условиях.

10. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ОГРАНИЧЕНИЕ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

Одна из самых актуальных проблем в нефтега-зопромысловом деле -- это предупреждение и ограничение водопритоков к ПЗП в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, особенно на их поздней стадии разработки. Решение проблемы усугубляется чрезвычайной сложностью и многогранностью процесса обводнения скважин, многообразием причин возникновения и путей водопритоков. В связи с падением пластового давления на завершающей стадии разработки начинают активно внедряться подошвенные воды. Внедрение пластовых вод в залежи осложняет и удорожает эксплуатацию месторождений, существенно снижает прочность коллектора, в том числе и в ПЗП, который, разрушаясь, выносит песок, создающий песчаные пробки, разрушающие оборудование и трубы.

Существует множество технологий и материалов для предупреждения и предотвращения поступления воды к ПЗП. Но скважина требует индивидуальной технологии и применения материалов, конкретно приемлемых для характера и условий, места и технологического (эксплуатационного) периода, путей и объемов движения вод. Независимо от причин и путей притока обводнение скважин всегда приводит к прогрессирующему снижению притока газа (на поздней стадии разработки) и нефти.

Обводнение ПЗП -- типичный случай некачественного цементирования заколонного пространства. В нем при неполном вытеснении бурового раствора в результате физико-химических взаимодействий между буровым и цементным растворами и седиментационной нестабильности последнего возникают каналы -- проводники воды из вышележащих пластов. Разрушение цемента в заколонном пространстве может произойти и в случае применения воздействия на ПЗП с целью интенсификации добычи нефти и газа. Однако изоляция верхних вод -- относительно простой способ борьбы с перетоками. В практике РИР наиболее серьезной является локализация промытостей в самом пласте вследствие опережения поступления воды к ПЗП при заводнениях и др. Обводнение, не связанное с процессом полной выработки пласта, т. е. преждевременное обводнение скважин и пластов, снижает конечную добычу нефти и газа.

Обводнение скважин вызывает огромные непроизводительные затраты на добычу попутной воды, ее транспорт и подготовку, на антикоррозионные мероприятия нефтепромыслового оборудования, на борьбу с отложениями солей в ПЗП, скважине, трубах. Кроме того, неэффективно расходуется пластовая энергия: при разработке водоплавающих залежей в определенных условиях (литологическая однородность пластов, высокая анизотропия) возможно подтягивание конусов воды»; Внедрение методов поддержания пластового давления (заводнение) способствовало ускорению и усложнению процессов обводнения, особенно в случае неоднородного строения коллекторов. При разработке нефтяных месторождений прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80--90%.

Оценка состояния пласта и его призабойной зоны с целью выбрать соответствующий материал и метод селективной изоляции пластовых вод -- сложный и ответственный процесс.

10.1 ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ

Существуют различные причины обводнения скважин. Принято делить их на геологические, технологические и технические (граница между двумя последними размытая). Для борьбы с начавшимся или продолжающимся обводнением скважин необходимо установить принадлежность воды относительно продуктивного пласта (или ПЗП), местоположение резервуара и каналов продвижения воды (в некоторых случаях газа).

В большинстве месторождений вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода. Она обычно занимает пониженные зоны нефтяных и газовых пластов, а иногда в разрезе продуктивной пачки выделяются самостоятельные водоносные горизонты.

Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте.

Верхние и нижние воды приурочены к водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтяного пласта.

В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной.

Связанные водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему, и различные изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния водоносной части резервуара, окружающей залежь. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Ее свойства, следовательно, будут влиять на количество вытесняемой нефти, так как некоторые воды лучше отмывают нефть, другие -- хуже. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются свойствами пористой среды и пластовых жидкостей -- структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т.д.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной.

Большинство исследователей приходят к заключению о существовании:

капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной);

пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела фаз вода -- нефть, вода -- газ).

Водонефтяной контакт в пласте представляет собой различной толщины переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами.

На газонефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами.

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации плотность пластовых вод может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м3 при концентрации солей 642,8 кг/м3, приблизительная зависимость плотности воды рв от количества растворенного минерального вещества Q приведена ниже:

рв при 15,5°С, кг/м3 1000 1020 1040 1060 1080 1100 1120 1140Q кг/м3 нет 27,5 55,4 83,7 113,2 143,5 175,8 210,0

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения Е:

(10.1)

где ?V-- изменение объема воды при изменении температуры на ?t , V -- объем воды в нормальных условиях.

Из формулы 10.1 следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°С (1К). По экспериментальным данным, в пластовых условиях он колеблется в пределах 18.10-5 -- 90.10-5 (1К), возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.

Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды:

(10.2)

характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу.

В формуле 10.2 ?V -- изменение объема воды при изменении давления на ?р, а V -- начальный объем воды при условиях опыта.

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,7 -- 5,0)?10-10 Па-1, а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приближенно определен по формуле:

ввгв?(1+0,05?S),

где ввг -- коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ, Па-1;

вв -- коэффициент сжимаемости чистой воды, Па-1;

S -- количество газа, растворенного в воде, м33.

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному объему ее в стандартных условиях Vн:

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99--1,06). Правый предел относится к высокой температуре (121°С) и низкому давлению, левый -- к высокому давлению (32 МПа).

Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Температура оказывает большое влияние на вязкость воды. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5--10°С) вязкость слабоминерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. При одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5--2 раза. Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, вязкость ее незначительно уменьшается при насыщении газом.

Для установления принадлежности воды используются физико-химические методы ее анализа, осуществляется контроль за продвижением водонефтяного контакта (ВНК) и за выработкой пласта, геофизические методы, различного типа цементомеры АКЦ, гамма-дефектомеры? расходомеры, резистивиметры, плотномеры и др.

Решение проблемы ограничения водопритоков к скважинам необходимо рассматривать как выполнение комплекса таких геолого-промысловых и технико-экономических задач, как диагностика обводнения скважин, выбор метода изоляционных работ и его соответствие характеру обводнения скважин, | прогнозирование и предупреждение преждевременного обводнения скважин с учетом экономических показателей.

Если верхние или нижние воды, появляющиеся у ПЗП, требуют безотлагательного ремонта известными методами, то ее появление в скважинах за счет подошвенных, контурных и закачиваемых вод требует комплексного подхода к изучению путей промытости, режима отбора (вследствие подтягивания конуса, движения ВНК, технологических воздействий на пласт и другие).

10.2 МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Методы предупреждения обводнения скважин подошвенными, контурными и нагнетаемыми водами и борьбы с ними заключаются, в первую очередь, в регулировании процесса разработки всей залежи. Регулирование разработки может осуществляться без изменения и с изменением существующей системы воздействия на залежь и бурения дополнительных скважин.

Методы (точнее материалы) ограничения водопритоков делят на две группы: селективные и неселективные. В первом случае используются тампонирующие составы, которые, будучи закачанными в пласт, избирательно образуют изолирующие экраны, кольматируют поры и снижают проницаемость участков коллектора только в водонасыщенных интервалах. Во втором случае требуется строгое выделение обводненных пропластков и их направленное тампонирование. Однако селективные методы уступают неселективным в успешности.

Ограничения притока подошвенных, контурных и нагнетаемых вод можно добиться использованием химических или физико-химических методов. Сюда может быть отнесено химическое тампонирование путей водопритоков (закупоривания обводненных участков пласта) или физико-химических методов (изменение фазовой проницаемости пласта для воды и др.).

При обводнении скважин подошвенной водой создают искусственные экраны по толщине водоносной части пласта или в зоне ВНК с применением гидравлического разрыва пласта или без него, но с применением конкретно подобранных химических материалов. Из многочисленных предложенных и опробованных материалов для взаимодействия с породой, водой, нефтью используются только те, которые проходят лабораторную проверку в идентичных условиях. Необходимо (кроме правильно выбранных материалов) иметь точную информацию геологического и физико-химического характера скважины, ПЗП и самого пласта.

10.2.1 НЕСЕЛЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД

Наиболее распространено использование тампонажного цементного раствора -- это типичный случай неселективной изоляции: цемент и вода взаимодействуют друг с другом и, затвердевая, их смесь принимает форму вмещающего сосуда. В табл. 10.0 приведены используемые в практике РИР тампонажные цементы.

В зависимости от конкретного назначения применяют разнообразные активные добавки, наполнители различной природы, качества, размера зерен или пластин, глобул и т. д., а также химические реагенты: замедлители, ускорители, пластификаторы, понизители водоотдачи, используют цементы различной тонины помола и т. д.

Понизители водоотдачи тампонажных растворов. Обычные чистые цементные растворы имеют очень высокую водоотдачу, поэтому использование их для цементирования скважин связано с рядом трудностей и ограничений.

По лабораторным данным, при закачке обычного цементного раствора в пласты отфильтровывается около 20% воды, что влечет за собой существенное уменьшение объема цементного раствора.

По мере потери воды раствор становится более вязким и для перемещения его в затрубном пространстве требуется более высокое давление. Вследствие этого может произойти разрыв пласта, а цементный раствор не достигнет заданной цели.

Появляется возможность быстрого схватывания раствора из-за потери воды.

4. Если проницаемость пород в зоне цементирования неодинакова, то неодинакова и степень обезвоживания цементного раствора в различные ее частях. Это усугубляет вызванную температурным градиентом неравномерность схватывания раствора и создает возможность формирования неоднородного камня плохого качества в отдельных частях зоны цементирования. В результате разобщения пластов в данной части ствола скважины может оказаться ненадежным.

В интервалах залегания высокопроницаемых пород быстрое обезвоживание цементных растворов приводит к неполной изоляции водо-, нефте- или газоносных пластов из-за невозможности закачать в них требуемое количество тампонажного раствора.

Вследствие высокой водоотдачи обычных цементных растворов происходит загрязнение приствольной зоны отфильтровавшейся водой, содержащей некоторое количество цементирующих материалов, которые, попадая в нефтеносные пласты, уменьшают их эффективную пористость.

В связи с указанным выше при проведении ответственных операций, связанных как с первичным, так и вторичным цементированием обсадных колонн, принимают меры по регулированию водоотдачи цементных растворов путем добавления к ним понизителей водоотдачи.

А. Во время первичного цементирования в целях:

защиты водочувствительных пород (сланцев) от воздействия пресноводного фильтрата цементного раствора;

сведения к минимуму возможности образования в пластах различных «барьеров» (водных и эмульсионных) в результате набухания глинистых частиц под воздействием фильтрата;

предотвращения преждевременного схватывания цементного раствора в затрубном пространстве в процессе продавливания;

поддержания необходимой вязкости цементных растворов в период продавливания их за обсадную колонну.

Б. Во время вторичного цементирования в целях:

уменьшения или предотвращения преждевременного обезвоживания раствора в колоннах насосно-компрессорных и обсадных труб под давлением в период продавливания тампонажного раствора через перфорационные отверстия в обсадной колонне;

проведения цементирования под высоким давлением с выдержкой во времени (при формировании цементной корки в перфорационных отверстиях обсадной колонны);

уменьшения количества фильтрата, поступающего в пласты, особенно если в их состав входят набухающие глины.

Лабораторными и промысловыми испытаниями установлены следующие основные преимущества тампонажных растворов с низкой водоотдачей:

сохранение раствором текучести в течение длительного времени, что способствует лучшему контакту цементного камня с породой;

сохранение раствором практически своего первоначального объема благодаря резкому уменьшению потерь воды вследствие образования плотной фильтрационной корки;

сведение к минимуму возможности схватывания раствора в трубах;

проникновение некоторого количества раствора (до его загустевания) в интервал поглощения бурового раствора, представленный мелкотрещиноватыми, а также высокопроницаемыми гранулярными породами при его изоляции.

Тампонажные растворы с низкой водоотдачей рекомендуется применять для разобщенияа пластов, сложенных глинистыми сланцами или бентонитовыми песками, отличающимися повышенной чувствительностью к пресной воде.

В отечественной практике РИР используют высокомолекулярные реагенты (КМЦ), составы с бентонитом и другие рецептуры.

В США при проведении операций, связанных с вторичным цементированием, для снижения водоотдачи тампонажных растворов в настоящее время используют такие добавки, как На1аd-9, На1аd-14, На1аd-22А, Latех LA-2, Latех LАР-I, Diасе1-LWL, Aquatrol D-19.

Хэлэд-9 (На1аd-9), выпускаемый фирмой Halliburton, предназначен для первичного и вторичного цементирования скважин. Это полимер с длинными цепями молекул. Поставляется потребителю в виде порошка, который может быть добавлен непосредственно к сухому цементу, а также введен в воду, используемую для затворения тампонажного раствора. При этом водоотдача тампонажных растворов изменяется пропорционально количеству добавки Хэлэд-9. Данная добавка совместима с большинством цементов.

Понизители вязкости тампонажных растворов. При РИР качество изоляции каналов, по которым происходит межпластовый переток флюидов (каналы перетока), во многом зависит от степени заполнения этих каналов тампонажным раствором.

Использование обычных тампонажных растворов при цементировании под давлением (особенно при небольшой приемистости изолируемых пластов или в случае необходимости изоляции каналов перетока в пределах большого интервала) приводит к созданию значительного противодавления на стенки скважины вследствие сильного роста потерь давления на преодоление гидравлических сопротивлений во всей циркуляционной системе скважины. В результате этого возможны гидравлический разрыв и загрязнение изолируемых (продуктивных) пластов, так же как и неполное вытеснение флюида в каналах перетока тампонажным раствором.

Для устранения этого очень эффективной оказывается обработка тампонажных растворов пластификаторами и разжижителями.

Тампонажные цементы

№ п/п

Наименование

Обозначение

Стандарт

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15 16 17

18

19

20

21

22

23

24

25

Портландцемент для холодных скважин

Портландцемент для горячих скважин

Утяжеленный портландцемент

для холодных скважин

Утяжеленный портландцемергт

для горячих скважин

Песчанистый портландцемент

для холодных скважин

Песчанистый портландцемент

для горячих скважин

Солестойкий портландцемент

для холодных скважин

Солестойкий портландцемент

для горячих скважин

Низкогигроскопичный портландцемент для холодных скважин

Низкогигроскопичный портланд-

цемент для горячих скважин

Облегченный портландцемент

для холодных скважин Облегченный портландцемент

для горячих скважин Шлакопесчаный цемент совместного помола

То же

Утяжеленный шлаковый цемент Утяжеленный шлаковый цемент Утяжеленный шлаковый цемент

Утяжеленный шлаковый цемент

Утяжеленный цемент для горячих

скважин

То же

Облегченный цемент для горячих

скважин

Цементно-глинистые составы

Цемент тампонажный быстро-

твердеющий расширяющийся Облегченный цемент для холод-

ных скважин

Цементно-смоляная композиция

ПЦХ

ПЦГ

УПЦХ

УПЦГ

ППЦХ

ППЦГ

СПЦХ

СПЦГ

НПЦХ

НПЦГ

ОПЦХ

ОПЦГ

ШПЦС-120

ШПЦС-200 УШЦ 1-120 УШЦ 2-120 УШЦ 1-200

УШЦ 2-200

УЦГ-1

УЦГ-2

ОЦГ

ЦГС

ЦТБР

ОЦХ

ЦСК

ГОСТ 1581-78

то же

--

--

--

--

--

--

--

--

ТУ 21-20-36-78

То же

ОСТ 39-017-80

То же

ОСТ 39-014-80

То же

--

--

ТУ 39-01-08-535--80

То же

ТУ 39-01-08-469-80

----

ТУ 21-32-61-74

ТУ 39-08-046-75

----

Введение в тампонажный раствор ряда пластификаторов в небольшом количестве (около 1% от массы сухого цемента) приводит к быстрому диспергированию частиц цемента, как следствие, к резкому уменьшению динамического сопротивления сдвигу и, как правило, к снижению структурной вязкости раствора. Это, в свою очередь, способствует снижению уровня критической скорости восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве до скорости, при которой происходит турбулизация потока раствора.

Указанное изменение реологических свойств тампонажных растворов позволяет:

снизить объемный расход (объемную скорость течения) раствора, подаваемого в скважину в процессе цементирования;

уменьшить потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений во всей циркуляционной системе (в частности, в затрубном пространстве скважины);

уменьшить суммарное противодавление в затрубном пространстве скважины;

снизить возможность произвольного гидравлического разрыва и загрязнения проницаемых (в том числе продуктивных) пластов тампонажным раствором;

получить более прочный, плотный и малопроницаемый цементный камень (даже при обычном водоцементном отношении), чем камень из необработанных тампонажных растворов;

значительно улучшить качество разобщения пластов (в частности, качество изоляции каналов перетока при цементировании под давлением) в нефтяных и газовых скважинах.

Кроме того, при использовании реагентов -- понизителей вязкости уменьшается потребная суммарная гидравлическая мощность насосов цементировочных агрегатов, снижается общая стоимость цементирования, а также появляется возможность приготовления тампонажных растворов с очень небольшим водоцементным отношением (0,30--0,35), но с нормальной подвижностью, т. е. утяжеленных тампонажных растворов из однокомпонентного сухого материала -- чистого цемента без применения утяжелителей, неблагоприятно влияющих на технологические и физико-механические свойства тампонажных растворов и цементного камня.

При проведении вторичного цементирования для понижения вязкости тампонажного раствора, разжижения и турбулизации его потока в США применяют GFR-2, dIAGEL-LWL-plasticizer с низкой вязкостью, ТIС и др.

GFR-2 (Cement Friction Reducer-2) -- диспергирующая добавка, разработанная фирмой Halliburton как понизитель вязкости. Данный реагент совместим со всеми тампонажными цементами. Добавление его не вызывает увеличения времени начала схватывания раствора. В отечественной практике для этой цели применяют ССБ, ПФЛХ и другие ПАВ. За рубежом находит широкое применение при выполнении работ, связанных с вторичным цементированием (цементированием под давлением), когда снижение вязкости тампонажного раствора особенно необходимо, GFR-2.

Введение GFR-2 в тампонажный раствор способствует турбулизации восходящего потока, существенно снижая при этом критическую объемную скорость течения раствора по сравнению с соответствующей скоростью течения необработанного тампонажного раствора.

GFR-2 используют в скважинах с температурой на забое в пределах 16 --143°С. Для обработки тампонажных растворов при вторичном цементировании данный реагент добавляют в количестве 1,0--1,75% от массы сухого цемента.

Промысловые и лабораторные исследования, проведенные за последнее время специалистами США, показали, что добавки типа GFR-2 являются также хорошими понизителями водоотдачи цементных растворов, причем водоцементное отношение в этом случае практически можно свести к минимуму (В/Ц - 0,30-0,35).

Обращенные нефтеэмульсионные тампонажные растворы

РГУ им. И.М. Губкина разработаны рецептуры обращенных нефтеэмульсионных цементных растворов (ОНЭЦР), применение которых в значительной мере позволяет сохранить коллекторские свойства разбуриваемых продуктивных пластов, а также предотвратить осложнения, связанные с возможным смешиванием углеводородных буровых растворов с цементными.

Жидкая фаза раствора ОНЭЦР (дисперсионная среда) представлена дизельным топливом, которое загущают высокоокисленным битумом; дисперсной фазой служат частицы цементного порошка, смоченные водой, и эмульгированные капельки воды.

В качестве реагента-эмульгатора и гидрофобизатора в ОНЭЦР добавляют 1,5--2% сульфонола, который стабилизирует систему. Добавка сульфонола в количестве более 2% увеличивает сроки схватывания раствора.

К числу преимуществ растворов ОНЭЦР следует отнести отсутствие фильтрации воды из него, а также повышенную адгезию его камня к поверхности металла и горных пород, покрытых углеводородной пленкой.

Высокая степень седиментационной устойчивости и отсутствие расслоения столба раствора ОНЭЦР по высоте скважины предопределяют вероятность сохранения гидростатического давления на продуктивные пласты в течение всего периода ОЗЦ.

В качестве примера может быть рекомендована следующая рецептура ОНЭЦР, из числа разработанных в РГУ (приводится потребность компонентов для приготовления 1 м3 раствора):

Цемент для «горячих» скважин, кг ………………..940

Вода, дм3 ………………..565

Дизельное топливо или раствор битума в нем, дм3…....378

Сульфонол, дм3 …………………19

Каустическая сода, кг ………………….7

Параметры этого тампонажного раствора и камня из него будут следующими:

Плотность раствора, г/м3 ………………1650

Растекаемость по конусу АзНИИ, см …………………18

Водоотделение, л ……………….200

Начало загустевания при Т = 90°С, ч-мин ……………..3-00

Начало схватывания, ч-мин ……………….8-00

Температурный интервал цементирования, °С ………40-90

Прочность камня через 3 сут. на изгиб/сжатие, МПа….1/3

Наличие межфазных пленок по границе раздела фаз блокирует центры кристаллизации и сдерживает рост кристаллов новообразований, благодаря чему приготовленный заранее ОНЭЦР в течение длительного времени сохраняет свои технологические параметры, подобранные первоначально в соответствии с условиями цементирования.

Органические и органоминеральные материалы для цементирования скважин

Пластические массы имеют малую плотность, они устойчивы к различного рода коррозиям, многие из них обладают высокой адгезией к металлам и горным породам. Задача о разработке полимерных тампонажных материалов в самом общем виде может быть сформулирована следующим образом: система, пригодная для производства тампонажных работ, должна иметь невысокую начальную вязкость (не более 0,5 Па.с), регулируемое время загустевания и затвердевать в безусадочный камень с определенными физико-механическими свойствами.

Тампонирующий материал на основе поливинилхлорида, обладая всеми преимуществами полимерных материалов, лишен недостатков портландцементных и шлаковых камней. Рецептура содержит поливинилхлорид марки Е-62 в виде порошка, дибутилфталат, О-оксилол, каолин и безводный хлорид цинка. Анализ показал, что наиболее рациональной является следующая рецептура:

а) объемная доля ПВХ 5--8% (эта величина соответствует максимуму прочности и удовлетворительному времени загустевания, которое уменьшается при росте концентрации ПВХ);

б) объемная доля хлорида цинка в пределах 0,7--1,1% (эти значения соответствуют среднему времени загустевания, прочность от концентрации хлорида цинка зависит слабо);

в) объемная доля каолина 18--20% еще обеспечивает удовлетворительную растекаемость состава;

г) объемная доля ДБФ 18% соответствует максимальной прочности и максимальному времени загустевания;

д) максимальная прочность при достаточно длительных сроках загустевания отмечается при температурах 80--135°С.

Тампонирующий раствор на основе поливинилхлорида можно успешно использовать при креплении скважин, температура в которых не превышает 135°С. Наряду с указанными свойствами разработанный способ обладает очень важной особенностью. В результате хранения камня в различных средах установлена его способность набухать в водной среде на 15-- 20%, а в углеводородной среде давать усадку на 20--28%. С учетом описанных преимуществ тампонирующий раствор на основе поливинилхлорида может быть использован при креплении скважин и для борьбы с поглощениями, а также для ремонтных работ в эксплуатационных скважинах с целью селективной изоляции пластов.

Аналогично получены тампонирующие составы на основе гипана, поливинилового спирта, карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида.

Полимерные тампонажные материалы имеют ряд преимуществ перед растворами минеральных вяжущих веществ:

низкую плотность и возможность ее регулирования в широких пределах;

регулируемое время загустевания;

способность фильтрующихся жидких фаз твердеть, что при проникновении их в глинистую или битумную корку, а также в проницаемую породу обеспечивает сплошность тампонажного камня, глинистой корки и породы;

возможность обеспечить адгезию тампонажного камня к металлу колонн и горным породам;

высокую седиментационную устойчивость;

отсутствие контракционных явлений в период твердения;

практически полную непроницаемость камня во всех случаях;

инертность шлама пластмассового камня к буровым растворам;

высокую инертность пластмасс к флюидам скважины.

Полиолифинцементные композиции. полимер (полиэтилен) термопластичен. Температура стеклования его + 115°С, плавления + 137°С, предел прочности при разрыве 24,5 МПа, модуль упругости 210 МПа, разрывное удлинение 500%. При температурах выше 130°С при действии сильных окислителей связь С-Н способна диссоциировать и полиэтилен в этих условиях может сшиваться в трехмерную структуру.

Присутствие коллоидного полиэтилена в цементном камне улучшает некоторые свойства последнего и иногда весьма значительно: повышаются пластичность камня и его деформационная способность, увеличиваются пределы прочности на изгиб и на разрыв, возрастает химическая стойкость, резко снижается водопроницаемость.

Полиэтилен вводят в полиолифинцементные композиции в виде твердых частиц или в виде дисперсии порошка полимера в воде или другой жидкости. Цементный камень, армированный полиэтиленовыми волокнами, имеет повышенную устойчивость к ударным нагрузкам.

Дисперсию полиэтилена в воде можно с успехом применять для модификации свойств шлакового камня. Полиэтилен-шлаковые композиции могут быть рекомендованы для применения в «горячих» нефтяных и газовых скважинах.

Поливинилхлоридцементные композиции. Поливинилхлорид (ПВХ) -- белый аморфный полимер с высокой твердостью (15016 НВ). Макромолекулы ПВХ представляют собой полиуглеродные цепи большой длины, в которых 75% свободных валентностей замещено атомами водорода и 25% -- атомами хлора.

Температура стеклования ПВХ 81°С, температура плавления 212°С, но уже при 120°С ПВХ начинает разлагаться, выделяя хлорид водорода.

При использовании сополимеров с винилацетатом был получен безусадочный цементный камень с большой влагоустойчивостью.

Значительный интерес представляет использование латексов-сополимеров ПВХ с полиакрилатами. Латексы не коагулируют под действием поливалентных катионов, и их с успехом можно применять для модификации цементных растворов. Введение латексов в цементные растворы повышает подвижность последних, улучшает их прокачиваемость и снижает проницаемость камня в десятки раз. Использование сополимера винилхлорида и ненасыщенной кислоты, ее ангидрида или амида повышает эластичность цементного камня, а также его однородность.

Поливинилацетатцементные (ПВА) композиции. При температуре ниже +80°С ПВА представляет собой стекловидный материал: выше этой температуры он размягчается и приобретает эластичные свойства. Последние сохраняются до температуры 120--130°С; выше 130°С ПВА начинает разлагаться с выделением уксусной кислоты.

Поливинилацетат немного набухает в воде, нерастворим в бензине, керосине, хорошо растворим в полярных органических жидкостях и ароматических углеводородах, обладает высокой адгезией к силикатным материалам.

Малая гидролитическая устойчивость ПВА в щелочной среде цементного раствора не дает возможности сохранять длительно новые свойства камня. Процесс гидролиза резко ускоряется во влажной горячей среде. В процессе гидролиза ПВА постепенно превращается в поливиниловый спирт. При степени конверсии 60% и выше поливиниловый спирт становится растворим в воде и при наличии перепада гидростатического давления или в результате осмотических перетоков вымывается из цементного камня.

Твердение композиций представляет собой комбинированный процесс гидратационного твердения цементного клинкера и высыхания дисперсии полимера. На формирование структуры цементного камня с добавкой ПВА благоприятное влияние оказывает добавление хлорида кальция. Количество добавки ПВА к цементу может изменяться от долей процента до 20--30%, а для изготовления цементного клея можно добавлять до 50% ПВА. Введение полимера в цементный раствор вызывает удлинение начала схватывания, причем при конденсации полимера до 30% это удлинение пропорционально содержанию полимера.

Поливинилацетат-цементные композиции обладают хорошими тампонирующими свойствами, однако, низкая гидролитическая устойчивость ПВА и снижение прочности композиций во влажной среде ограничивают возможности их применения. Композиции можно использовать для временной изоляции пластов при борьбе с поглощением бурового раствора и при капитальном ремонте скважин.

Поливинилалкогольцементные композиции. Из синтетических полимеров алифатического ряда, содержащих в макромолекулах гидроксильные группы, в настоящее время промышленность выпускает в значительных количествах только поливиниловый спирт (ПВС).

ПВС -- один из немногих полимеров, хорошо растворимых в воде, что облегчает его введение в цементный раствор.

Высокая степень полимеризации ПВС (молекулярная масса 106 и более) и развернутая форма макромолекул в водной среде позволяют эффективно снижать водоотдачу цементного раствора. Добавка 0,4% ПВС снижает водоотдачу от 40 до 20 мл за 30 мин., а добавка 0,8% ПВС -- до 5 мл за 30 мин. Если ПВС в количестве 1--2% вводить в цементно-песчаную (1:2) смесь, то прочность при сжатии возрастает. Увеличение содержания ПВС до 10% придает цементному раствору повышенную клейкость -- он хорошо соединяется со старым цементным раствором.

Цементный камень может быть улучшен добавлением ПВС, так как ПВС легко образует водонерастворимые комплексы со многими веществами, в частности, с соединениями бора. Введение комплексообразователей в цементный раствор позволит удержать ПВС в цементном камне. Другой путь -- введение ПВС в те цементы, которые должны эксплуатироваться при температурах выше 100°С. При этой и более высокой температуре, особенно в щелочной среде, ПВС сшивается в трехмерную структуру, образуя очень прочный каркас. Исследования, проведенные в б. ВНИИКРнефти, показали, что ПВС может быть сшит в разбавленных растворах в трехмерную структуру при температурах 30--100°С обработкой полимера окислительно-восстановительной системой, содержащей бихромат аммония и тиосульфат натрия.

Полиакрилцементные композиции. В эту группу вещей включены композиции на основе цемента с добавкой полиакриловой кислоты, ее солей и полиакриламида. Они хорошо растворимы в воде. В то же время перечисленные мономеры легко вступают в реакцию сополимеризации со многими полифункциональными мономерами, образуя трехмерные, водонерастворимые продукты. Реакции полимеризации и сополимеризации, а также реакции функциональных групп с компонентами цементного клинкера идут при невысоких температурах с высокой скоростью.

Органический компонент может быть введен в цемент в виде мономера с последующей полимеризацией его при гидратации цемента или сразу в виде раствора полимера. Первый путь более распространен и находит значительное применение в горной и нефтедобывающей промышленности для крепления горных пород и цементирования скважин.

Наряду с акриламидом для сополимеризации могут быть использованы акриловая, метакриловая кислота и их водорастворимые соли (щелочные и щелочноземельные). Эти добавки позволяют получить цементный камень с высокой ранней прочностью.

Второй путь использования в органоцементных композициях производных акриловой кислоты -- введение в цементный раствор полимера -- также реализован промышленностью. Введение в портландцемент полиакриламида в небольших количествах способствует повышению начальной механической прочности камня.

Однако чаще водные растворы полиакриловой кислоты и полиакриламида используют в виде небольших добавок для предупреждения схватывания цементных растворов при цементировании нефтяных и газовых скважин, при проведении работ в условиях повышенных температур, для снижения водоотдачи цементных растворов, а также в качестве коагулятора высокоструктурных гельцементов.

Добавление 0,015--0,025% полиакрилонитрила (гипана) также замедляет гидратацию цемента и уменьшает водопотребность цемента, а в дальнейшем сокращает сроки его схватывания.

Полистиролцемептные композиции. Полистирол -- прозрачный твердый полимер, очень прочный и весьма устойчивый в химическом отношении против действия минеральных реагентов. В воде полистирол нерастворим, в предельных углеводородах набухает, в ароматических и высокополярных органических жидкостях медленно растворяется. К числу преимуществ следует отнести высокую износостойкость полистирола, приближающуюся при трении к металлической сетке и при качении -- к износостойкости баббита.

Полистирол проявляет очень слабую тенденцию к кристаллизации, что обусловлено структурной нерегулярностью макроцепей. Ниже 100°С полистирол -- стеклообразное тело, в интервале 100--150°С -- это каучукоподобный полимер, выше 150°С он начинает плавиться.

Полистирол был применен для модификации свойств цементного камня четырьмя способами: затворением цемента на водополистирольной суспензии, затворением цемента на водополистирольной эмульсии, введением в цементный раствор кусочков полистирола, пропиткой готовых изделий стиролом с последующей полимеризацией стирола в блоке.

Введение 5--25% сополимера в цементный раствор снижает водопотребность, повышает механическую плотность цементного камня. Композиции на основе цемента и дивинилстирольного латекса СКЗ-65ГП обладают высокой стойкостью к атмосферным осадкам. Этот же латекс можно с успехом применять для защиты от атмосферных воздействий ячеистого бетона.

Фенолцементные композиции. Фенолальдегидные поликонденсаты (ФАС) относятся к числу наиболее распространенных и доступных синтетических материалов. Фенолы реагируют с ионами кальция. Чем более многоатомным является фенол, тем длиннее и разветвленнее образуются цепочки и тем выше начальная консистенция цементного раствора: чем больше фенола вводят в цементный раствор, тем больше выводится из реакции затворения ионов кальция и тем больше замедляются сроки схватывания. Однако при определенной концентрации фенола в присутствии формальдегида реакция поликонденсации начинает обгонять реакцию гидратации и скорость схватывания цементного теста возрастает. Начиная с концентрации фенола 10--12% в смеси, фенолоальдегидный поликонденсат способен образовать самостоятельную трехмерную структуру, отличающуюся высокой механической прочностью. Прочность цементных кристаллообразований снижается вследствие инактивации ионов кальция гидроксильными группами фенолов.

Работы б. ВНИИКРнефти показали, что добавка 25% резорцинформальдегидного полимера в полимерцементной композиции приводит к увеличению прочности цементного камня в 2--3 раза, к снижению проницаемости камня до нуля. Если фильтрат раствора отделяется в скважине, то, попадая в глинистую корку, он упрочняет ее и повышает адгезию к цементному камню. Введение ФАС в цементный раствор увеличивает химическую стойкость цементного камня, снижает проницаемость цементного камня, позволяет увеличить количество инертных недорогих добавок в цементный раствор, повышает морозостойкость камня, увеличивает его пластичность и т. д.

Полиэпоксидцементные композиции. В последние 15--20 лет большое распространение получили продукты реакции этилхлоргидрина с многоатомными спиртами.

Полиэпоксидные соединения широко применяются во многих отраслях техники. Это обусловлено рядом цепных свойств полиэпоксидов. Высокая механическая прочность, изотропность, коррозионная устойчивость полиэпоксидов привлекли внимание в связи с необходимостью придания таких же свойств цементам. Полиэпоксиды хорошо совмещаются с цементом независимо от того, растворимы они в воде или нет. Свойства цементного камня при их добавлении, как правило, улучшаются.

Работами б. ВНИИКРнефти показано, что, модифицируя облегченные цементные растворы триэтиленгликолем и полиэтиленполиамином, можно получить облегченный (плотностью 1,5 г/см3) цементный камень высокой механической прочности.

Силиконцементные композиции. Кремнийорганические соединения применяют для модификации цемента.

К классу кремнийорганических соединений принадлежит большое число веществ, очень разных по составу и свойствам, но объединенных тем, что главные цепи макромолекул содержат атомы кремния. Присутствие атомов кремния придает макромолекулярным соединениям ряд положительных качеств -- высокую термостойкость, химическую инертность, гидрофобность, высокую совместимость с минеральными наполнителями, клейкость и т. д. Эти свойства резко повышают качество цементного камня. Предложен ряд рецептур органоцементных композиций, в которых органическими компонентами служат Кремнийорганические соединения.

Кремнийорганические жидкости (например, ГКЖО94) вводят в цемент при помоле в количестве до 0,15%, что повышает удельную поверхность на 400--900 см2/г, т. е. на 20--25%. Прочность цементного камня от этой добавки возрастает на 10-- 20%. Процесс помола клинкера ускоряется.

Твердые Кремнийорганические соединения, например, алкилосилоксаны, могут быть добавлены в клинкер в тонкодисперсном виде (размер зерен 1 мкм) в количестве 0,1--4%.

Водорастворимые кремнийорганические соединения добавляют и в цементный раствор. Количество добавок при этом может колебаться от 0,025 до 10%, но в некоторых случаях достигает и 100% (по отношению к сухому цементу). Введение небольших добавок кремнийорганических соединений повышает пластичность смесей, уменьшает водоотдачу и водопотребность. Некоторые добавки, например, этиловый эфир ортокремневой кислоты, приводят к повышению прочности цементного камня в среднем на 15--20%.

Смолоцементные композиции. К этой группе композиций относятся такие, в которых роль полимерного компонента выполняют природные смолы. К природным смолам относят деготь различного происхождения, пеки, асфальты, кумароноинденовые смолы, парафины, лигнин, битум и т. д. Эти вещества обладают различными свойствами, и их применяют для самых различных целей.

Нефтяные смолы, получаемые путем каталитической полимеризации веществ, остающихся при нефтепереработке, вводят в цементный раствор в виде эмульсии, и они так же, как полиэтилен, улучшают прокачиваемость цементной массы, снижают проницаемость цементного камня и в небольшой степени повышают его эластичность (по данным А. Кэндзи, Япония).

Несмотря на сравнительную небольшую стоимость, природные смолы нашли весьма ограниченное применение для приготовления тампонирующих составов.

Отверждаемые буровые растворы для тампонажных работ в скважинах. Модификация цементов добавками макромолекулярных соединений улучшают качество цементного раствора и камня, однако основные их недостатки сохраняются.

В научной литературе и среди специалистов-нефтяников давно дебатируется вопрос о возможности использования в качестве тампонажных материалов обработанных соответствующим образом буровых растворов. Однако техническое решение этой проблемы сопряжено со значительными трудностями.

Для отверждения буровых (глинистых) растворов в последние необходимо ввести такие вещества, которые были бы способны в результате физических или химических превращений образовать пространственную надмолекулярную структуру, в ячейках которой заключался бы буровой раствор.

Анализ возможных путей отверждения буровых (глинистых) растворов приводит к тому, что самым реальным способом получения отверждаемых буровых (глинистых) растворов (ОГР) является способ формирования в среде бурового раствора полимерной пространственной сетки. Трехмерный полимер может быть получен за счет реакций полимеризации, поликонденсации, сшивки или вулканизации.

В настоящее время у нас в стране ведутся работы по отверждению буровых (глинистых) растворов макромолекулярными соединениями. Результаты выполненных исследований позволяют считать, что проблема отверждения буровых растворов в принципе решена, т. е. можно превратить буровой раствор в тампонажный камень в условиях заколонного пространства скважин (б. ВНИИКРнефть).

При поликонденсации фенолов и альдегидов в присутствии катализаторов (рН<7 или рН>7) образуются макромолекулярные продукты линейного или разветвленного строения. Для отверждения буровых растворов представляют интерес те случаи, когда образуются трехмерные продукты, так называемые резиты. Характер образования резитов обусловлен особенностями строения фенолов и альдегидов, механизмов действия катализаторов и физическими процессами, сопровождающими химическую реакцию.

Тампонажные составы ТСД-9, ТС-10 и ФРЭС первоначально предназначались для закрепления призабойной зоны скважины. Работы б. ВНИИКРнефти показали, что эти составы можно применять для проведения всех видов изоляционных работ в скважинах в качестве отверждающих агентов для буровых растворов. Эти составы содержат сланцевые суммарные алкилрезорцины, подщелоченные водным раствором едкого натра и стабилизированные спиртами и гликолями. Для образования твердого тела на основе воды смесь должна содержать 20--30% ТС-10 или 30--40% ТСД-9, 25--70% формалина (к фенолам), остальное -- вода.

Измерение времени загустевания растворов на консистометрах КЦ-5 и КЦ-4 показывает, что их консистенция в течение определенного времени остается неизменной, а затем жидкая система быстро переходит в твердое тело.

Время загустевания растворов зависит от состава и температуры. Прочность образующегося камня также зависит от этих факторов и колеблется в пределах: усж = 0,5ч1,2 МПа, уизг=1ч2 МПа.

Ввод в буровой раствор, обработанный УЩР, состава ТСД-9 приводит к образованию малоподвижной массы. Лишь при смешении примерно равных объемов ТСД-9 и бурового раствора плотностью 1,18 г/см3 удается получить легкопрокачиваемую смесь.

Состав ТС-10 не вызывает загустевания бурового раствора, вследствие чего удается подобрать рецептуры с содержанием бурового раствора до 70% общего объема смеси. Предварительные опыты, выполненные с ТС-10, показали, что рецептуры тампонажных растворов характеризуются хорошими технологическими, физико-механическими и химическими свойствами.

Во многих районах страны вода, на которой идет приготовление буровых растворов, содержит значительное количество поливалентных солей. В некоторых случаях карбонатная жесткость доходит до (80--100). 10"3 моль/л.

Результаты исследований свидетельствуют о том, что составы, содержащие ТС-10, формалин и буровой раствор, не могут быть использованы для температуры выше 40°С.

В связи с этим представляло интерес испытать вместо формальдегида в свободном виде связанный формальдегид-уротропин (продукт взаимодействия формальдегида с аммиаком), а также менее реакционноспособный альдегидфурфурол, дающие термостойкие поликонденсаты. При определенном соотношении ТС-10, бурового раствора, формалина, уротропина или фурфурола можно подобрать технологически приемлемые составы в интервале температур 40--80°С. В качестве наполнителя применяли буровой раствор плотностью 1,18--1,20 г/см3, вязкостью 35 с по ПВ-5, водоотдачей 5--6,0 см3/30 мин. по ВМ-6, СНС = 5/10 Па. Предел прочности пластмассовых образцов при изгибе через 2 сут. составлял 1--2 МПа.

Исследования с буровыми растворами другой плотности показали, что с ее увеличением прочность образцов повышается ввиду снижения содержания жидкой фазы в смеси. Фильтратоотделение составов превышает водоотдачу исходного бурового раствора на 30--60%, однако фильтрат поликонденсируется в твердую пластмассу.

Проницаемость образцов, получаемых из любых составов при различных режимах, во всех случаях оставалась низкой и не превышала (0,1ч0,2) * 10-3 мкм2.

...

Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.