книги из ГПНТБ / Шацов Н.И. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах (конструкции, крепление и цементирование скважин)

Сначала растворяют в дизельном топливе поверхностно-ак­ тивное вещество, затем; отдельными порциями загружают цемент, тщательно перемешивая смесь при помощи гребков или насоса цементировочного агрегата. Затворять цефте-цементный раствор в гидромешалке не рекомендуется, потому что раствор приобре­ тает достаточную подвижность лишь после перемешивания в те­ чение 5—10 мин. Кроме того, при затворении в гпдромешалке маслянистая масса раствора вовлекает пузырьки воздуха, что ухудшает его механические свойства.

Приготовленный указанным способом нефте-цементпый рас­ твор, защищенный от попадания в него воды, может храниться продолжительное время.

Продолжительность цементирования пефте-цементной смесью не ограничивается сроками схватывания цементного раствора, что позволяет оперировать большими объемами смеси без опасе­ ния прихвата труб. Высокая температура в скважинах не ока­ зывает вредного влияния па свойства нефте-цемептпых растворов, не ухудшает текучести смесей и не приводит к преждевремен­ ному их загустеванию.

Во избежание перемешивания раствора с водой в стволе сква­ жины закачку его сопровождают введением нижней и верхней буферных пробок из дизельного топлива. Раствор доводят до за­ боя при помощи воды, а затем продавливают в пласт под давле­ нием до 300 ат. Остатки раствора удаляют обратной промывкой водой. Контроль процесса и фиксация местоположения создан­ ного экрана осуществляются методами радиометрии с использо­ ванием радиоактивных изотопов, вводимых в цементный раствор. После 3—4-суточпой остановки возобновляют эксплуатацию скважины с ограниченным (в течение первых двух педель) от­ бором жидкости.

Схема расположения и обвязки оборудования приведена на рис. 44.

В результате применения нефте-цементных растворов с добав­ ками поверхностно-активных веществ можно сделать следующие выводы:

а) нефте-цементный раствор при взаимодействии с водой способен схватываться и образовывать высокопрочный камень; б) применение пефте-цементного раствора, по-видимому, даст возможность во время ремонтных работ проводить селективное

цементирование скважин; в) нефте-цементный раствор требует меньших продавочных

давлений; г) применение нефте-цемептного раствора для повторного

цементирования исключает возможность обратного поступления его из каналов и трещин затрубного пространства при вымыва­ нии излишка цементного раствора обратной промывкой;

д) удельный вес нефте-цементиого раствора при необходимости может быть снижен без ущерба для прочности цементного камня;

133

е) продолжительность цементирования нефте-цементным рас­ твором не лимитируется сроками схватывания цементного рас­ твора.

ВСША изоляцию пластовых вод осуществляют нагнетанием

вскважину нефте-цементного раствора. В этих случаях предвари­ тельно в эксплуатирующуюся скважину спускают трубки с па­ кером. Пока на поверхности приготовляется нефте-цементный раствор с поверхностно-активными добавками в скважину через

Рис. 44. Схема расположения и обвязки оборудования при цементировании с растворами на нефтяной основе.

1 — трактор; 2 — скважина; 3 — гребенка; 4 — обратный клапан; 5 — трубопроводы; 6 — приемная емкость; 7 — цементировочные агрегаты ЦА-300; 8 — площадка; 9 — це­ ментировочные агрегаты ЦА.-150; 10 — емкость; 11 — пожарный агрегат.

трубки закачивают нефть с большой скоростью (до 40 л/сек). Затем прокачивают нефте-цементный раствор; как только со­ гласно расчету он доходит до забоя и проникает в пласт, скорость нагнетания уменьшают до 6,5 л!сек и при давлении 190 ат пре­ кращают продавку.

При соприкосновении с пластовыми водами цементная масса быстро схватывается. Но в зоне пласта с нефтью она не будет схватываться. Поверхностно-активное вещество, вводимое в неф- те-цементиый раствор, обеспечивает большую дисперсность це­ мента, большую его концентрацию и более легкое смешение с пла­ стовыми водами.

134

Схема процесса изображена на рис. 45. На рис. 45, а показано поступление из пласта воды вместе с нефтью. На рис. 45, б изо­ бражена стадия закачки нефте-цементного раствора в водонос­ ную часть продуктивного горизонта, на рпс. 45, в — изоляция Пластовых вод затвердевшим цементным камнем. Нефтяная зона открыта для притока нефти к забою.

Рис. 45. Схема изоляции пластовых вод нефте­ цементным раствором.

1 — нефтяная зона; 2 — водяная зона; з — нефте-водяная смесь; 4 — цементно-нефтяная смесь; 5 — схватившийся и затвердевший цементный камень; в — нефть; 7 — пакер.

Чтобы обеспечить плотный контакт между стенками скважин и цементным камнем, необходимо иметь такой цементный раствор, который бы при твердении в затрубном пространстве не только не имел усадки, но даже расширялся. Этого можно достигнуть добавлением к цементу 0,25—0,3% алюминиевого порошка (по весу сухого цемента).

При этом следует иметь в виду, что не нужно вводить такие добавки, которые способствуют чрезмерному расширению це­ ментного камня, так как это может вызвать смятие колонн об­ садных труб.

§ 5. Применение пластической массы для изоляции водоносных притоков

В восточном Тексасе (США) для изоляции водоносных го­ ризонтов применяется специальная пластическая масса, кото­ рая похожа на бакелит и при обычной температуре представляет собой прозрачную жидкость янтарного цвета, не содержащую взвешенных частиц. Эта масса затвердевает при нагревании; чем выше температура нагрева массы, тем скорее она затверде­ вает, и, наоборот, чем ниже температура, тем медленнее происхо­ дит процесс затвердения. При существующей температуре забоя скважин в недрах восточного Тексаса около 63° С масса затвер­ девает в течение 12 час. При лабораторных исследованиях полу­ чили следующие данные зависимости времени затвердения массы от температуры:

135

редко наблюдается полный уход массы в породу при перепаде

Затвердевшая масса представляет собой непрозрачное крас­ новато-коричневое вещество, похожее на обычную пластмассу. Критическое напряжение на растяжение равно 16,8 кГ/см2 и на сжатие 126 кГ/см2. Положительной особенностью пластиче­ ской массы является способность образовывать прочную связь со сталью, цементом и породой. Пластическая масса в твердом состоянии химически инертна и не растворяется ни в нефти, пи в соленой воде, ни в других жидкостях, которые могут ока­ заться в нефтяной скважине.

Изоляцию воды пластической массой проводили исключи­ тельно желонкой емкостью около 40 л с клапаном и поршнем для вытеснения жидкости. Лебедку для спуска желонки уста­ навливали па небольшом грузовике. Жидкость из желонки вы­

§ 6. Применение замедлителей схватывания

Для цементирования скважин, ца забое которых температура достигает 70° С и больше, необходимо вводить в цементный рас­ твор замедлители схватывания.

В качестве замедлителей схватывания цементного раствора, обеспечивающих начало схватывания через 2—6 час. при забой­ ных температурах 75—120° С, рекомендуется применять поверх­ ностно-активные вещества (ПАВ), изменяющие динамику про­ цесса взаимодействия цемента с водой. Академик П. А. Ребипдер разделяет ПАВ на две большие группы: гидрофобизирующие

на каждом цементном зерне, представляющем собой гидрофиль­ ное тело, образуется адсорбционный слой из ориентированных полярных молекул, замедляющих процесс взаимодействия с во­ дой. При этом адсорбционные слои образуются легко и быстро, так как процессу адсорбции сопутствуют химические реакции взаимодействия гидрофобной добавки со свободной известью, силикатами и алюминатами цемента.

При гпдрофилизпрующпх добавках поверхность частиц це­ мента покрывается адсорбционно-гидратной оболочкой значитель­ ной толщины, заметно замедляющей процессы гидролиза и ги-

136

дратации цемента, что также приводит к процессу замедления начала схватывания цементного раствора.

В АзНИИ ДН (Баку) были проведены испытания различных ПАВ: сульфит-спиртовой барды (ССБ), карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) четырех марок, нейтрализованного черного контакта (НЧК), синтана ПЛ, формалина, гексаметафосфата натрия (ГМФН) и других веществ в качестве добавок-замедлителей к це­ ментным растворам, приготовленным из цемента Карадагского завода, обычно применяемого для цементирования глубоких

атакже от химико-минералогического состава цемента начало схватывания цементного раствора изменяется в широких пре­ делах ].

2.Синтан ПЛ, лакричный корень, ССБ, неколь, НЧК, ГМФН, мочевина, формалин, КМЦ марок Л-35, Л-40 и ПР-О-27,

атакже серийного выпуска являются замедлителями начала схватывания цементного раствора.

3.Пену, образующуюся при затворении цемента синтаном ПЛ,

лакричным корнем и ССБ, можно разрушить добавкой 0,2—0,4%. НЧК (по объему от веса цемента).

4.Замедлители и пеногасители должны добавляться в воду во время затворения.

5.Нарастание прочности в первые сроки твердения цемент­

0,2—0,4% НЧК (по объему от веса цемента).

В лаборатории тампонажа скважин ГрозНИИ были проведены исследования ряда ПАВ, намечавшихся в качестве замедлите­ лей схватывания цементных растворов [18].

1В частности, синтан ПЛ в зависимости от процента ого добавки при t —

—75° действует как ускоритель и как замедлитель.

137

Наиболее стабильным замедлителем оказался КМЦ в виде 10%-ного водного раствора, добавляемого в воду, используемую

отношением 0,5 при различных температурах и давлениях среды, установили следующее.

1.С увеличением дозировки КМЦ происходит замедление схва­ тывания цементных растворов. При добавлении 7 %-ного раствора КМЦ сроки схватывания удлиняются почти вдвое, при этом, начиная с добавки 5% КМЦ, интенсивность замедления больше

урастворов из цемента Карадагского завода.

2.При добавке КМЦ к цементным растворам достигается замедление схватывания, достаточное для проведения цементи­ рования даже в очень глубоких скважинах.

3.Для цементирования глубоких скважин растворы из цемен­ та Карадагского завода несколько хуже, так как имеют более растянутый период схватывания.

4.Прочность цементных образцов с увеличением дозировки

кварцевого песка, содержащего до 90% зерен размером от 0,105 до 0,210 мм с предельной крупностью 0,6 мм, при максималь­ ном соотношении 2 : 1 предел прочности раствора из цементно­ песчаной смеси, хотя и снижается при увеличении дозировки КМЦ выше 3%, все же остается выше предела прочности цемент­ ного камня из чистого цемента с водо-цементным отношением 0,5 даже без добавок КМЦ.

5. Во избежание сгущения цементного раствора добавлять КМЦ более 5% не следует.

На ряде промыслов применяют ССБ, которая, являясь хо­ рошим пластификатором, замедляет сроки схватывания цемент­ ного раствора. Если же к ССБ добавлять крахмал, столярный клей или буру, то такой комбинированный реагент способен резко удлинить сроки схватывания цементных растворов даже при температурах 140—160° и давлении 500 ат [53, стр. 34].

Присадка ССБ способствует диспергации цементных зерен и увеличивает стабильность цементной суспензии. Водопрони­ цаемость цементного камня от действия ССБ снижается. При этом, чем тоньше помол цемента, тем больше действие ССБ, так как удельная поверхность тонкодисперсного цемента намного больше, чем у цемента стандартного помола [3].

Установлено, что благодаря добавке 0,3% ССБ «холодные» тампонажные цементы можно использовать при цементировании

138

«горячих» скважин, а «горячие» цементы — как для глубоких, так и для «холодных» скважин [4].

ССБ не должна содержать сахара, нефти, нефтепродуктов и каких-либо других механических примесей. Она должна содер­ жаться и храниться в закрытых емкостях, приспособленных для подогрева в зимнее время. Затворяют цемент при водо-це­ ментном отношении 0,5 с учетом объема ССБ.

В связи с непостоянством состава цемента и ССБ нельзя вы­ работать общих норм добавки и поэтому в каждом конкретном случае промысловая лаборатория должна заниматься подбором необходимого количества замедлителя.

Исследования, проведенные А. И. Булатовым в ГрозНИИ, о влиянии органических замедлителей, вводимых в цементный раствор, на схватываемость и прочность в условиях высоких

а) механическая прочность цементных растворов резко умень­ шается, а сроки схватывания значительно сокращаются (до 8 раз);

2. В качестве замедлителей сроков схватывания рекомен­ дуется применять:

а) в температурном интервале 150—170° и давлениях 500—600 ат виннокаменную кислоту (БК) [С2Н2(ОН)2-(СООН)2] до 1,25%; б) в температурном интервале 170—200° и давлениях 600—

700 ат комбинированный реагент (ВКБК), состоящий из 1,25% виннокаменной кислоты и 0,2—0,5% борной кислоты.

3. Органические замедлители (ССБ, крахмал и КМЦ) сни­ жают прочность цементного камня, а реагенты ВК и ВКБК повы­ шают его прочность.

§ 7. Применение ускорителей схватывания

При цементировании скважин глубиной до 1500 м и неболь­ шом геотермическом градиенте процесс цементирования длится не более 1 часа, в то время как цементный раствор может начать схватываться только через 2—3 часа и более. Чтобы цементный раствор начал схватываться быстрее, к нему добав­ ляют ускорители — NaCl и СаС12.

В последнее время в Татарии в качестве ускорителя схваты­ вания цементного раствора используют сернокислый глинозем [23]. Сернокислый глинозем представляет собой продукт обра­ ботки глины серной кислотой. Он имеет вид плотных кусков белого цвета, плохо растворимых в воде. В неочищенном серно­ кислом глиноземе содержание алюминия должно быть не ме­ нее 9%. Добавка его при влажности 21—26% в количестве от 3 ■ до 6% к тампонажному цементу Стерлитамакского завода сокра­

139

щала сроки схватывания цементного раствора в 2—3 и более раз, причем прочность цементного камня оставалась такой же или даже немного повышалась.

§ 8. Термические свойства цементов

При твердении растворов из портланд-цемента под действием воды происходят реакции, сопровождаемые выделением тепла. В тех случаях, когда тепло в окружающее пространство отдается быстро, выделение этого тепла не вызывает вредных внутренних напряжений. Но когда отдачи тепла не происходит, а наблюдается медленное и длительное повышение температуры, как это бывает

калорий, т. е. имел бы низкие термические показатели при достаточно высокой механической прочности.

Для оценки цементов с точки зрения их термических свойств рассмотрим диаграмму, изображенную на рис. 46. На ней обо­ значены кривые температур адиабатического твердения различ­ ных видов цемента. Опыты были проведены в одинаковых для всех цементов условиях. Глиноземистый цемент дает максимум тем­ пературы 116° через 5,5 час. Быстротвердеющий цемент имеет максимум температуры 67° через 9 час., а обычный портланд­ цемент — 56° через 10—12 час.

Таким образом, температурный эффект при адиабатическом твердении глиноземистого цемента в 2 раза больше по сравнению с обычным портланд-цементом; это вызывает в массивном бетоне из глиноземистого цемента более высокие остаточные внутренние напряжения. г

140

Кривая 4, относящаяся к железо-портланд-цементу, т. е. к продукту, в котором содержится около 30% основных грану­ лированных доменных шлаков, показывает значительно меньший температурный максимум (42° через 13 час.).

Можно предположить, что пуццолановые портланд-цементы будут также менее термичны, чем обычные портланд-цементы. Хотя эти кривые получены для бетонов, характеризующихся присутствием песка, помимо цемента и воды, по-видимому, можно предполагать, что эта закономерность будет типична и для цемент­ ных растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин, состоящих только из цемента и воды.

Пуццолановый цемент и цемент, изготовленный из основных доменных шлаков, являются более пригодными для цементиро­ вания нефтяных и газовых скважин, так как характеризуются меньшими величинами остаточных внутренних напряжений.

Термические свойства цементов учитываются для определения высоты подъема цементного столба в затрубном пространстве и определения источника воды, поступающей в скважину.

В результате исследований установлено следующее проявле­ ние термических свойств у цементов:

1)с увеличением водо-цементного отношения количество выде­ ляемого тепла снижается;

2)максимум выделения тепла наступает примерно через 10—30 час. в зависимости от водо-цементного отношения; этот максимум зависит от температуры окружающей среды: чем она выше, тем быстрее наступает максимум тепла;

3)между временем схватывания цементного раствора, коли­ чеством выделяемого тепла и временем выделения тепла зависи­ мости не установлено; равновесие между теплом, отдаваемым

цементным камнем, и теплом, уходящим в окружающую среду, продолжается примерно 1—3 часа.

Максимум выделенного тепла при твердении растворов из разных цементов составляет от 1,5 до 5 ккал/час на 1 г цемента.

§ 9. Характеристика буровых вод и влияние их на цементирование скважин

Воды, проникающие в породы и залегающие недалеко от по­ верхности, чаще бывают пресными. В более же глубоких слоях, где вода циркулирует значительно медленнее, в ней содержится значительный процент твердых минеральных веществ, выщело­ ченных из окружающих пород.

В водах нефтяных и газовых месторождений часто встреча­ ются различные соли в несколько больших количествах, чем в морской воде. В пластовых водах встречаются преимущественно хлориды, сульфаты, нитраты, карбонаты и бикарбонаты щелоч­ ных и щелочноземельных металлов, например калия, магния, кальция, бария и лития. В небольших количествах имеются

141

железо, алюминий и кремний, а иногда сероводород и сернистый газ, а также йод, бром и радий.

Можно считать установленной связь пластовых вод с место­ рождениями нефти. В некоторых случаях наблюдается, например, что воды, находящиеся в непосредственной близости к нефтяному или к газовому пласту, отличаются повышенным содержанием карбонатов и пониженным содержанием сульфатов.

Такая характеристика настолько типична для целого ряда месторождений, что дает возможность по химическому анализу вод, встречаемых во время бурения, определять относительное расположение водоносного горизонта по отношению к нефте­ носному. С увеличением глубины температура в недрах увеличи­ вается. Это, несомненно, оказывает большое влияние на способ­ ность солей растворяться в воде, увеличивая тем самым содер­ жание солей с глубиной. Присутствие минерализованных вод отражается, как известно, на процессах бурения и эксплуатации скважин. Сильно минерализованные воды затрудняют схватыва­ ние и твердение цементного раствора, а в период эксплуатации разрушают цементный камень, окружающий обсадные трубы, вызывают коррозию последних и часто преждевременно выводят скважину из строя.

Химический состав буровых вод влияет как на темпы схваты­ вания и твердения цементных растворов, так и на прочность затвердевшего цементного камня.

Сильно минерализованные воды, особенно типа воды Каспий­ ского моря, настолько ускоряют процесс схватывания и тверде­ ния, что цементный раствор, приготовленный на этой воде, не нуждается в добавках ускорителей. Ряд же вод, как, например, хлоркальциевые воды и углекислые соли кальция и магния, не оказывают вредного влияния на цементы. Приготовленные на этих буровых водах без ускорителя цементные растворы харак­ теризуются меньшей прочностью по сравнению с растворами, при­ готовленными на той же воде, но с 2% ускорителя СаСЬ.

На затвердевший цементный раствор в затрубном простран­ стве оказывают сильное влияние минерализованные воды, нахо­ дящиеся в движении в недрах земли. При наличии в этих водах сернокислых солей магния, кальция, натрия (MgSO4, CaSO4, Na2S04) цементный камень со временем разрушается.

Срок жизни нефтяных и газовых скважин, т. е. период их эксплуатации, в целом ряде случаев бывает очень длительный. Поэтому при бурении скважин необходимо применять цемент, который должен быть весьма стойким по отношению к сильно минерализованным сульфатным водам.

Жесткие требования, предъявляемые к цементам в отношении сульфатоустойчивости, вызываются тем, что в буровых водах в пересчете на БОз содержится солей серной кислоты более 1 а/л,

142