Logo GenDocs.ru


Поиск по сайту:  


Вопросы и ответы к экзамену. Буровые и тампонажные растворы - файл 1.doc


Вопросы и ответы к экзамену. Буровые и тампонажные растворы
скачать (1003 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc1003kb.16.11.2011 14:19скачать

содержание

1.doc

Реклама MarketGid:

    1. Перечень контрольных и экзаменационных вопросов

по дисциплине



  1. Способы промывки

  2. Функция бурового раствора, удаление продуктов разрушения горных пород из скважины

  3. Функция бурового раствора, создание гидростатического равновесия в системе «пласт-скважина»

  4. Функция бурового раствора, удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии

  5. Функция бурового раствора, предотвращение газо-нефте-водопроявлений

  6. Функция бурового раствора, закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков

  7. Функция бурового раствора, сохранение проницаемости продуктивных горизонтов

  8. Функция бурового раствора, перенос энергии от насосов к забойным механизмам

  9. Функция бурового раствора, предохранение бурового инструмента и оборудования то коррозии и абразивного износа

  10. Функция бурового раствора, снижение коэффициента трения

  11. Классификация буровых растворов

  12. Параметры буровых растворов и методы их измерения

  13. Требования к методам измерения свойств буровых растворов

  14. Отбор пробы бурового раствора и подготовка её к испытаниям

  15. Промысловые испытания бурового раствора – удельный вес и плотность

  16. Промысловые испытания бурового раствора – стабильность и суточный отстой

  17. Промысловые испытания бурового раствора – условная вязкость

  18. Промысловые испытания бурового раствора – фильтрационные и коркообразующие свойства

  19. Промысловые испытания бурового раствора – определение содержания песка

  20. Промысловые испытания бурового раствора – общее содержание твёрдой фазы

  21. Промысловые испытания бурового раствора – определение содержания газа

  22. Промысловые испытания бурового раствора – определение водородного показателя

  23. Способы приготовления промывочных жидкостей

  24. Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

  25. Требования, предъявляемые к тампонажным растворам

  26. тампонажные материалы для цементирования скважин

  27. Классификация тампонажных цементов и растворов

  28. Регулирование свойств тампонажных растворов

  29. Оборудование для цементирования скважин

  30. Подготовительные работы и процесс цементирования

  31. Расчёт одноступенчатого цементирования



1. При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на две группы:

  1. системы промывок с выходом раствора на поверхность;

  2. системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

В зависимости от направления движения промывочной жидкости по отношению к буровому инструменту промывка с выходом ее на поверхность осуществляется по одной из приведенных на рис. 6.1. схем.

К
омбинированная система промывки по технологии исполнения подразделяется на периодическую (последовательную) и совмещенную (параллельную). Оба варианта могут быть реализованы как по прямой, так и по обратной схеме. При использовании периодической промывки направление потока бурового раствора меняется с прямой промывки на обратную и наоборот. Направление движения раствора, подаваемого к забою скважины, изменяется на поверхности при соответствующей обвязке насоса и устья скважины.

2. Вся выбуренная порода должна эффективно удаляться с забоя и из ствола во избежание переизмельчения шлама и дополнительного износа породоразрушающего инструмента и бурильных труб. Качество очистки забоя зависит от степени турбулизации жидкости в призабойной зоне. Чем она выше, тем лучше и быстрее очищается забой скважины от выбуренной породы. На характер течения жидкости в призабойной зоне скважины существенно влияет частота вращение бурового снаряда, а также конструкция и расположение промывочных окон в породоразрушающем инструменте.

Способность бурового раствора, удалять шлам из скважины в отстойник зависит частично от характеристик раствора и частично от скорости циркуляции в кольцевом пространстве между бурильной трубой и стенкой скважины. Когда мощности бурового насоса недостаточно для обеспечения необходимой скорости восходящего потока бурового раствора для эффективного удаления шлама, можно увеличить вязкость раствора, особенно, предел текучести. Однако это приводит к ухудшению условий очистки раствора и росту гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины.

3. В процессе бурения скважина и вскрытый пласт образуют систему пласт – скважина. Промывочная жидкость давит на стенки скважины. Жидкости или газ, находящиеся в пласте, также давят на стенки скважины, но со стороны пласта. Поскольку жидкости соприкасаются друг с другом через каналы фильтрации, пронизывающие стенки скважины, пласт и скважина представляют собой сообщающиеся сосуды.

^ Если в процессе бурения давление в скважине больше пластового, будет наблюдаться уход промывочной жидкости в пласт – поглощение. Это приводит к возникновению различного рода осложнениям в процессе бурения:

  • снижается уровень жидкости в скважине, что может вызвать обвалы стенок,

  • теряется дорогостоящая промывочная жидкость;

  • осложняется контроль за процессом промывки;

  • загрязняются подземные воды.

Если пластовое давление больше гидростатического давления промывочной жидкости, возникает водопроявление – жидкость из скважины поступает на поверхность. Это также приводит к нежелательным последствиям: загрязняется прилегающая к скважине территория, резко ухудшается качество промывочной жидкости, что вызывает обрушение (или пучение) стенок скважин.

В процессе бурения давление жидкости в скважине изменяется: к гидростатическому добавляется давление, величина которого зависит от выполняемых в скважине технологических операций. Поэтому возможны условия, когда при бурении поглощение периодически перемежается с водопроявлением, что также отрицательно сказывается на функциях промывочной жидкости.

Обеспечение равенства давлений в системе пласт – скважина в процессе бурения позволит избежать нежелательных осложнений при вскрытии проницаемых горных пород.

4.Удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии в промывочной жидкости, находящейся в скважине необходимо для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен обладать тиксотропным свойствами, то есть способностью превращаться при отсутствии движения из золя в гель с образованием структуры, обладающей определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается величиной статического напряжения сдвига

5 Газ, нефть, или вода, с которой сталкиваются в проницаемых породах, пронизанных буровым долотом обычно предотвращается от течения (фонтанирования) в отверстие давлением, проявленным столбом промывочной жидкости. Количество этого гидростатического давления зависит в значительной степени от плотности промывочной жидкости и высоты столба жидкости. Давление в стволе скважины также зависит до некоторой степени от давления от ударной нагрузки, вызванных циркулирующей глинистым раствором и движением бурильной трубы. Давление от ударной нагрузки, по очереди, связаны с пластической вязкостью, пределом текучести, и предельным статическим напряжением сдвига глинистого раствора.

6 Буровой раствор должен обладать закупоривающими свойствами. Это достигается введением измельченных веществ- наполнителей. Отлагаясь в сужениях трещин, частицы наполнителя создают каркас, на котором осаждается твердая фаза, формируя изоляционные тампоны. Постепенно такие тампоны смыкаются, образуя в поглощающем пласте вокруг скважины водонепроницаемую завесу.

Частицы наполнителя должны равномерно распределяться в жидкости, поэтому необходимо, чтобы жидкость обладала определенной структурой, препятствующей осаждению наполнителя. Размеры частиц наполнителя и его концентрация не должны существенно ухудшать работу буровых насосов.

7 Эта функция промывочной жидкости важна при бурении скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. В таких скважинах обязательно проводятся исследования по оценке запасов и возможных дебитов скважин. Часть скважин может впоследствии использоваться в качестве эксплуатационных.

Так как в процессе фильтрации промывочных жидкостей на поверхности горных пород и в устьевых частях пор и трещин откладывается корка из частиц твердой фазы, продуктивность пласта в прискважинной зоне уменьшается. Это приводит к снижению дебита скважин, искажению подсчетов запасов, неправильной оценке проницаемости горных пород. Причем уменьшение проницаемости прискважинной зоны может оказаться необратимым. Во избежание отрицательного воздействия жидкости на продуктивный пласт корка должна легко разрушаться, а твердые частицы вымываться из каналов фильтрации.

Кроме того, снижение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта возможно вследствие действия фильтрата бурового раствора на глинистый цемент пород коллекторов. Такие условия наиболее характерны для условий работы ЮКОС. Для предотвращения возможных осложнений необходимо использовать промывочную жидкость не отфильтровывающую дисперсионную среду в горные породы слагающие стенки скважины

Это достигается подбором вида твердой фазы промывочной жидкости и введением

8 Для эффективной работы забойных механизмов (турбобуров, гидроударников, винтовых двигателей) требуется определенная энергия, которая переносится от бурового насоса, установленного на поверхности, к забою скважины. Количество этой энергии определяется техническими характеристиками забойных механизмов и условиями бурения. Энергия, затрачиваемая на привод бурового насоса, расходуется, кроме того, на преодоление гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной жидкости в скважине.

Технические возможности насосов ограничены, поэтому количество подведенной к забойному двигателю энергии будет зависеть от потерь напора при циркуляции промывочной жидкости. Потери зависят при прочих равных условиях от подачи насоса и реологических свойств жидкости. Так как на подачу насоса влияют геологические условия бурения и расход жидкости, требуемый для устойчивой работы забойного механизма в нужном режиме, главным регулирующим фактором энергетических затрат остаются реологические свойства промывочной жидкости. Поэтому при использовании забойных механизмов стремятся максимально уменьшать реологические параметры промывочных жидкостей, учитывая при этом и другие их функции.

9.Коррозия бурильного инструмента и оборудования вызывается в основном действием солей, а также кислорода воздуха, растворенных в промывочной жидкости. Реже коррозия происходит под действием сероводорода, поступающего в промывочную жидкость из горных пород.

Абразивный износ вызывается твердыми частицами, попадающими в промывочную жидкость либо при приготовлении" либо в процессе бурения. Совместное действие абразивного износа и коррозии усиливает процесс разрушения металла, приводит к преждевременному выходу из строя инструмента и оборудования, поломкам и авариям. Поэтому при выборе промывочной жидкости необходимо учитывать ее коррозионную и абразивную активность. Коррозионную активность снижают введением специальных добавок – ингибиторов коррозии. Для уменьшения абразивного износа промывочные жидкости следует регулярно очищать на поверхности от твердых абразивных частиц.

10 Один из наиболее прогрессивных методов снижения коэффициента трения является введение в них специальных органических или комбинированных добавок, в результате чего образуется эмульсия, обладающая смазочными свойствами. Такие промывочные жидкости обеспечивают ряд дополнительных положительных эффектов: увеличение механической скорости, повышение стойкости бурильных труб, снижение затрат мощности на вращение колонны бурильных труб, снижение потерь напора при циркуляции.

Сохранение заданных технологических характеристик

В процессе бурения раствор как можно более длительное время должен сохранять предусмотренные проектом технологические свойства. В противном случае он перестанет выполнять необходимые функции, что может привести, с одной стороны, к возникновению осложнений и аварий, а с другой, к необходимости дополнительной его обработки химическими реагентами, что вызывает увеличение стоимости буровых работ.

11 В практике бурения в качестве буровых растворов используются:

1) вода;

2) водные растворы;

3) водные дисперсные системы на основе:

  • добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропелевые, комбинированные растворы);

  • жидкой дисперсной фазы (эмульсии);

  • конденсированной твердой фазы;

  • выбуренных горных пород (естественные промывочные жидкости);

4) дисперсные системы на углеводородной основе;

5) сжатый воздух.

В исключительных условиях для промывки скважин используются углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть);

Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с малым (до 7%), нормальным (до 20 – 22%) и повышенным содержанием (более 20 – 22%) твердой фазы.

Буровые растворы в определенных условиях могут искусственно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае промывочные жидкости называют пенами.

По назначению буровые растворы подразделяются на:

1) жидкости для нормальных геологических условий бурения (вода, некоторые водные растворы, нормальные глинистые растворы);

2) жидкости для осложненных геологических условий бурения.

12 Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение. Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.

Заданные свойства жидкости получают, подбирая состав и вид компонентов. Наибольшую сложность представляет получение дисперсных буровых растворов, так как здесь очень важное значение имеет степень дисперсности твердой фазы и характер ее взаимодействия с остальными компонентами. Изменяя степень дисперсности, можно при одном и том же составе бурового раствора в широких пределах варьировать некоторыми и в первую очередь реологическими свойствами промывочного агента.

В процессе бурения буровой раствор взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков. В нем происходят внутренние процессы, связанные с ослаблением электрических зарядов на частицах и старением составляющих компонентов. Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства.

Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.

Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:

  1. при приготовлении - для получения раствора с заданными свойствами;

  2. в процессе бурения - для поддержания требуемых функций;

  3. в процессе бурения - для изменения параметров применительно к изменяющимся геологическим условиям.

Свойства бурового раствора регулируют:

химической обработкой (путем введения специальных веществ - реагентов);

физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);

физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).

Таким образом, чтобы буровые растворы в процессе бурения скважины выполняли требуемые функции, необходимо выбирать основные материалы для их приготовления, специально обрабатывать с помощью химических реагентов, вводить вещества, предназначенные для регулирования их свойств, и т. д.

Условия бурения скважин (глубина, диаметр, температура, порядок расположения и свойства разбуриваемых пород) весьма различны не только для разных месторождений, но и для отдельных участков одного месторождения. Поэтому буровые растворы также должны обладать различными свойствами не только на разных участках бурения, но и по мере углубления данной скважины. Чем лучше способность бурового раствора выполнять в данной скважине определенные функции, тем выше ее качество. Однако самый высококачественный для данной скважины буровой раствор для другой скважины в других условия бурения может оказаться не только низкокачественным, но и непригодным. Это обстоятельство объясняет необходимость определения параметров бурового раствора на этапе проектирования.

В процессе бурении на буровой раствор влияет выбуренная порода: частично путем распускания в жидкости, частично путем химического воздействия.

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.

На нее воздействует высокая пластовая температура.

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с этим необходимо контролировать способность раствора осуществлять необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими способами.

13.Требования к методам измерения свойств буровых растворов:

    1. Измеряемые параметры должны быть общепринятыми, обязательными для всех организаций и предприятий бурения, иначе невозможно создать рекомендации по регулированию параметров в разных районах.

    2. Методы измерения параметров долины быть едиными, в противном случае невозможно сравнивать характеристики буровых растворов, используемых в различных районах.

    3. Методы измерения должны быть доступными для применения непосредственно у бурящихся скважин, так как может быть нарушена оперативность регулирования их, а следовательно, и технология бурения.

    4. Принятые методы должны быть оперативными: продолжительность измерения параметров должна быть меньшей, чем время, в течение которого может измениться состояние бурящейся скважины, иначе в скважине могут возникнуть осложнения раньше, чем будет отмечено несоответствие параметров требованиям.

    5. В принятых методах необходимо предусматривать такие способы отбора проб циркулирующего раствора и такие способы измерения, которые обеспечат получение характеристик, соответствующих характеристикам жидкости, циркулирующей в скважине и осуществляющей необходимые функции; наиболее правильно измерять их при тех же температуре и давлении, которые соответствуют данной глубине скважины; строгое соответствие осуществить практически невозможно, поэтому процессы измерения параметров, отображающих отдельные функции или группы функций бурового раствора, условно моделируют поведение бурового раствора в скважине. Чем ближе эти модели к оригиналу, т. е. К условиям, в которых находится раствор в скважине, тем правильнее характеризуются его свойства.

14 Чтобы свойства пробы бурового раствора соответствовали свойствам циркулирующей жидкости и хранящейся в емкости или земляном амбаре, необходимо уточнять место отбора пробы, ее объем и время между отбором пробы и ее анализом.

Когда требуются сведения о жидкости, циркулирующей в скважине, пробу следует отбирать вблизи места ее выхода из скважины (устья) до того, как она прошла очистные устройства, дегазаторы. Пробу необходимо отбирать только во время циркуляции.

Для получения характеристик жидкости, закачиваемой в скважину, пробу отбирают в конце желобов, по которым она подается к приемам насосов. При необходимости характеризовать неоднородность циркулирующего бурового раствора, содержащей отличающиеся от всей жидкости так называемые «пачки», пробы отбирают на устье скважины из этих «пачек».

Если анализ производят непосредственно у буровой, пробу отбирают в количестве, необходимом для одного анализа. Если пробу отбирают для анализа в лаборатории, удаленной от буровой, объем ее составляет 3 - 5 л. Для получения этого объема через каждые 5 - 15 мин отбирают по 0,5 л жидкости и сливают в одну посуду, например ведро, пропуская ее при этом через сетку от вискозиметра.

Перед отбором проб из емкостей, в которых хранится буровой раствор, содержимое перемешивают с помощью насосов до тех пор, пока весь ее объем не станет однородным. Об этом должно свидетельствовать совпадение основных характеристик по крайней мере двух проб, взятых из разных, удаленных друг от друга участков хранилища (вязкость различается не более чем на 5%).

Существенную роль играет время между отбором пробы и анализом. Газ, вынесенный буровым раствором из скважины, может быстро улетучиться, в результате чего увеличивается ее плотность. Нагретый буровой раствор остывает, и многие характеристики ее изменяются, особенно это сказывается на величинах плотности, вязкости и содержания газа. Поэтому их определяют непосредственно у желобов буровой.

^ 15 Удельный вес - вес 1 см3 промывочной жидкости - обозначается Y и выражается в г/см3. Под плотностью понимают величину, определяемую отношением массы тела к его объему. Обозначается она r и выражается в г/см3.

Удельный вес характеризует способность промывочной жидкости осуществлять в скважине гидродинамические и гидростатические функции:

  1. удерживать во взвешенном состоянии и выносить из скважины частицы породы наибольшего размера;

  2. создавать гидростатическое давление на стенки скважины, рассчитанное, исходя из необходимости предотвращения поступления в ствол скважины нефти, газа или воды из пласта и сохранения целостности стенок скважины;

  3. обеспечивать снижение веса колонны бурильных и обсадных труб, в связи с чем уменьшается нагрузка на талевую систему буровой.

Плотность промывочной жидкости, содержащей газ, называют кажущейся, а плотность жидкости, не содержащей газа, истинной. Процесс измерения плотности основан на определении гидростатического давления на дно измерительного сосуда. Перед измерением промывочную жидкость пропускают через сетку вискозиметра ВБР-1.

Прибор АБР-1. В комплект входит собственно ареометр и удлиненный металлический футляр в виде ведерка с крышкой, служащей пробоотборником для раствора (рис. 6.2.).

Прибор состоит из мерного стакана, донышка, поплавка, стержня и съемного калибровочного груза.

Кроме ареометра поплавкого типа для определения плотности бурового раствора может быть использован рычажный плотномер (рис 6.3.).


16 Эти параметры используются в качестве технологических показателей устойчивости промывочной жидкости как дисперсной системы.


Показатель стабильности С измеряется с помощью прибора ЦС-2 (рис. 6.4.), представляющего собой металлический цилиндр объемом 800 см3 со сливным отверстием в середине. При измерении отверстие перекрывают резиновой пробкой, цилиндр заливают испытываем раствором, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч. По истечении этого срока отверстие открывают и верхнюю половину раствора сливают в отдельную емкость. Ареометром определяют плотность верхней и нижней частей раствора. За меру стабильности принимают разность плотностей раствора в нижней и верхней частях цилиндра.

Чем меньше значение ^ С, тем стабильность раствора выше.

Суточный отстой измеряют с помощью стеклянного мерного цилиндра объемом 100 см3, обозначают буквой 0 (рис. 6.5.).

Испытываемую жидкость осторожно наливают в мерный цилиндр до отметки 100 см3, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч, после чего визуально определяют величину слоя прозрачной воды, выделившейся в верхней части цилиндра. Отстой выражают в процентах выделившейся жидкости от объема пробы. Чем меньше суточный отстой, тем устойчивее, стабильнее промывочная жидкость.

Эти параметры следует измерять при температурах, соответствующих температуре раствора в скважине.

Стабильным считается раствор, у которого С = 0,02-0,03 г/см3, 0 = 3-4%.


17 Наиболее широко используемые в настоящее время буровые растворы представляют собой жидкости, содержащие дисперсную фазу. Как и обычные жидкости, они обладают подвижностью, т.е. способностью течь. При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется, происходит деформация. Наука о деформации и течении тел называется реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются реологическими. Они характеризуются определенными величинами, не зависящими от условий их измерения и конструкции измерительных приборов. Такие величины называют реологическими константами.

Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние:

  • на степень очистки забоя скважины от шлама и охлаждения породоразрушающего инструмента

  • транспортирующую способность потока

  • величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины

  • величину гидродинамического давления на ее стенки и забой в процессе бурения

  • амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны

  • интенсивность обогащения бурового раствора шламом

  • скорость эрозии стенок скважин и др.

Изучение реологических свойств дисперсных систем основано на выявлении закономерностей связи между силами (напряжениями), вызывающими течение жидкости, и получаемыми при этом скоростями течения (деформациями).

Перечень основных и производных от них показателей, характеризующих реологические свойства буровых растворов, определяется выбором реологической модели.

Среди известных реологических моделей буровых растворов наибольшим распространением в отечественной и зарубежной практике пользуются модели Бингама - Шведова и Оствальда -де Ваале:


t = t0 + h×g


t = k×(g)n


где t - касательное напряжение сдвиаг, дПа;

g - скорость сдвига, мПа*с;

h - пластическая вязкость ПВ, мПа*с;

t0 - динамическое напряжение сдвига ДНС, дПа;

n - показатель неньютоновского поведения ПНП;

k - показатель консистенции ПК, мПа*с.

С помощью величин реологических характеристик можно определять коллоидно-химические свойства дисперсных систем, что очень важно для оценки качества промывочных жидкостей и выбора методов регулирования их свойств.

^ УСЛОВНАЯ ВЯЗКОСТЬ

Стандартные полевые измерения вязкости бурового глинистого раствора проводятся с помощью вискозиметра буровых растворов ВБР-1 или воронкой Марша.

Вискозиметр ВБР-1, служащий для измерения условной вязкости, состоит из воронки, герметично соединенной трубки, сетки и мерной кружки.

Порядок определения. Взяв в руку воронку, устанавливают сетку на выступы, зажимают нижнее отверстие пальцем правой руки и заливают через сетку испытуемую жидкость до верхней кромки вискозиметра. Подставив мерную кружку под трубку вискозиметра, убирают палец и одновременно левой рукой включают секундомер. Воронку необходимо держать вертикально (допускается отклонение не более 100). Когда мерная кружка наполнится до края, останавливают секундомер, а отверстие воронки вновь закрывают пробкой.


У
словная вязкость
определяется временем истечения 500 см3 раствора через трубку из воронки вискозиметра, заполненной 700 см3 раствора.

За исходный результат принимают среднее значение результатов трех измерений, отличающиеся между собой не более чем на 2 с.

18 Процессы фильтрации называют процесс разделения фаз дисперсной системы, происходящий при движении системы через пористую среду, размер пор которой того же порядка, что и размер частиц дисперсной фазы или меньше их.

Дисперсная система находится при этом по одну сторону пористой среды и с этой же стороны имеется превышение давления, вызывающее процесс фильтрации. В результате движения дисперсной системы через пористую среду в порах и на поверхности пористого тела задерживаются частицы дисперсной фазы, образуя фильтрационную корку. Последняя также содержит и некоторое количество дисперсионной среды, но значительно меньше, чем исходная дисперсная система.

Дисперсная система состоит из частиц, которые принадлежат к одной из двух групп. В первой средний размер частиц меньше, чем средний размер пор. Такие частицы проходят в пористую среду на некоторую глубину и создают корку внутри пористого тепа. Более крупные частицы не проходят в пористую среду и образуют корку на ее поверхности. Проходы, остающиеся в фильтрационной корке между более крупными частицами дисперсной фазы, перекрываются более мелкими частицами.

В продолжающемся процессе фильтрации жидкость проходит через образовавшуюся фильтрационную корку, оставляя на ней все новые и новые частицы; толщина фильтрационной корки непрерывно растет, а ее проницаемость (способность пропускать через себя фильтрат) снижается в связи с увеличением гидравлических сопротивлений.

Поэтому фильтрация есть процесс, затухающий во времени. Объем фильтрата, накапливающегося во времени, пропорционален корню квадратному из продолжительности фильтрации. Если на логарифмической бумаге откладывать продолжительность фильтрации и объем фильтрата, соответствующий ей, получится прямая линия, позволяющая определить объем фильтрата через заданный промежуток времени.

Объем фильтрата принято измерять через 30 мин после начала процесса. Логарифмическая зависимость позволяет ускорить измерение: объем фильтрата, выделившийся через 7,5 мин, практически равен половине объема, получаемого после 30 мин фильтрации.

На свойствах фильтрационной корки сказывается изменение скорости фильтрации во времени. Часть корки, которая прилегает к поверхности пористого тела, более уплотнена, обладает наименьшей влажностью и наибольшей прочностью. Чем ближе к исходной дисперсной системе, тем более рыхлой будет часть корки, тем ближе ее состав к составу дисперсной системы. Однако между коркой и системой существует граница раздела, на которой свойства дисперсной системы скачкообразно изменяются. Иногда эту границу трудно заметить вследствие тиксотропного упрочнения дисперсной системы.

Скорость фильтрации в значительной степени зависит от дисперсности частиц фильтрующейся системы. Чем меньше размер частиц (когда частицы крупнее пор), тем меньше скорость фильтрации. Когда размер частиц меньше, чем размер пор, скорость фильтрации с уменьшением размера частиц снова возрастает. Скорость фильтрации полидисперсной системы меньше, чем монодисперсной. Это объясняется тем, что более мелкие частицы будут перекрывать просветы между более крупными. Поэтому в распределении частиц дисперсной фазы по их размерам существуют оптимальные соотношения, обеспечивающие наименьшую скорость фильтрации. Для таких соотношений каждая группа более мелких частиц обеспечивает перекрытие просветов между частицами следующей группы частиц большего размера.

Кроме этого способа уменьшения скорости фильтрации существуют и физико-химические способы. Так, если частицы дисперсной фазы не защищены от коагуляции, они будут слипаться друг с другом и образовывать рыхлые агрегаты, легко проницаемые для дисперсионной среды. Фильтрационная корка, образованная такими агрегатами, также будет легко пропускать через себя фильтрат.

Принятие мер, обеспечивающих защиту частиц дисперсной фазы от агрегативной неустойчивости, обеспечивает получение дисперсной системы, не содержащей рыхлых агрегатов.

Фильтрационная корка в такой системе будет образована частицами, плотно прилегающими друг к другу, а следовательно, будет малопроницаемой. В отличие от рыхлой упаковки частиц в корке, образованной агрегатами, эту упаковку называют компактной. Когда защита обеспечивается добавлением высокомолекулярных и высоко гидрофильных органических соединений, их частицы также принимают участие в процессе коркообразования, заполняя более мелкие просветы, остающиеся между частицами дисперсной фазы, и еще более снижая проницаемость корки.

Следующим фактором, определяющим скорость фильтрации, является вязкость дисперсионной среды. С увеличением вязкости сопротивление фильтрата течению через поры фильтрующей поверхности возрастает, а следовательно, уменьшается скорость фильтрации. Указанные высокомолекулярные органические соединения при растворении в воде значительно повышают вязкость, снижая скорость фильтрации.

На процесс фильтрации существенно влияет величина давления, перепад которого и вызывает фильтрацию. По характеру этого влияния все фильтрационные корки делятся на несжимаемые и сжимаемые.

Во первых скорость фильтрации возрастает с увеличением перепада давления сначала быстро, затем все медленнее. Для сжимаемых корок вначале зависимость та же, однако при достижении определенного критического давления на корку, образованную в этих случаях частицами, слабо связанными друг с другом, последние перегруппировываются, обеспечивая более компактную упаковку. Скорость фильтрации снижается.

Значительно влияет на процесс фильтрации температура.

Различают статическую и динамическую фильтрацию. В первом случае единственным видом движения дисперсной системы над фильтрующей поверхностью является ее постепенное поступление в пористую среду. При динамической фильтрации дисперсная система принудительно, например с помощью мешалки, перемещается относительно фильтрующей поверхности и при достаточно высокой скорости размывает фильтрационную корку. Уменьшение толщины последней вызывает рост скорости фильтрации.

Существующие приборы для измерения водоотдачи делятся на работающие под давлением и работающие под вакуумом. Первые подразделяются на приборы, измеряющие статическую водоотдачу, и приборы, измеряющие динамическую водоотдачу (в процессе циркуляции над фильтром). Последние сложны и пока используются лишь в научных исследованиях наиболее распространенным в практике разведочного бурения приборам относятся ВМ-6 (рис. 6.8.), в которых водоотдача измеряется в статическом состоянии при перепаде давления 0,1 МПа. За показатель фильтрации принимается количество жидкости, отфильтровавшейся через круглый бумажный фильтр площадью 28 см2 за 30 мин.

19 Под песком понимается количество (объем) всех крупных частиц, имеющихся в промывочной жидкости. Сюда относятся собственно песок, грубодисперсные частицы выбуренной породы и исходной твердой фазы промывочной жидкости. Содержание песка обозначается обычно буквой П, измеряется в %.

Таким образом, содержание песка характеризует устойчивую загрязненность промывочной жидкости твердыми включениями. Чрезмерное содержание песка приводит к абразивному износу гидравлического оборудования и бурового снаряда, уменьшению механической скорости бурения. Содержание песка определяют с помощю отстойника ОМ-2.

Для промывочных жидкостей нормальным считается содержание песка до 4%.

21 Содержание газа в растворе обозначается буквой Г и измеряется в процентах (%). Пузырьки, находящиеся в промывочной жидкости, могут состоять из естественного газа, проникшего в жидкость из стенок скважины или из выбуренной породы. В некоторых случаях газ находится в растворенном состоянии и вследствие уменьшения давления по сравнению с давлением в скважине вскипает, образуя пузырьки. Иногда это пузырьки воздуха, захваченного на дневной поверхности или внесенного насосами, которые захватывают воздух при незаполненных приемах.

Наличие пузырьков в промывочной жидкости легко обнаружить, нанеся небольшое количество ее на стеклышко, по поверхности которого жидкость может стекать. Пузырьки видны при рассмотрении жидкости на свету. Их можно заметить также на поверхности жидкости, протекающей по желобам или стекающей по доске, лопате при извлечении их из жидкости, при этом наблюдается рябь, напоминающая кипение жидкости. Содержание газа необходимо знать, чтобы контролировать начинающееся газопроявление в скважине и способность жидкости оказывать на забой давление. Присутствие газа ухудшает работу насосов, увеличивает вязкость промывочной жидкости.

^ Метод разбавления

Метод основан на разбавлении промывочной жидкости водой, в результате чего пузырьки приобретают способность всплывать, уменьшая кажущийся объем промывочной жидкости. В мерный цилиндр с притертой пробкой (емкостью 250 мл) вносят отмеренные мензуркой 50 мл промывочной жидкости и добавляют 200 мл воды, часть которой перед этим используют на обмывание мензурки с остатками промывочной жидкости. Цилиндр закрывают пробкой, энергично взбалтывают его в течение 1 мин и оставляют в покое. После того как пена опадет, измеряют объем жидкости в мерном цилиндре. Этот объем будет меньше суммарного (250 мл) на величину объема газа. Содержание газа определяют по формуле

Г = 2 (250 Р),

где Р объем, занятый жидкостью после удаления газа.

22 Наличие в промывочной жидкости водородных ионов связано с процессом диссоциации воды, являющейся слабодиссоциирующим веществом: в 1 л при 220С диссоциирует 1×10-7 моля с образованием 1×10-7 моля водорода Н+ и 1×10-7 моля гидроксидной группы ОН-. Концентрацию диссоциированных молекул Н2О в воде и разбавленных водных растворах можно считать величиной постоянной. Произведение концентраций водородных и гидроксидных ионов, так называемое ионное произведение воды, также постоянно. Численное значение его при 220С равно 1 10-14.

Если в водных растворах концентрация водорода и гидроксидной группы одинакова (каждая равна 1×10-7 моль/л), такие растворы являются нейтральными.

В кислых растворах концентрация водородных ионов превышает 1×10-7 моль/л, в щелочных растворах концентрация ионов гидроксидной группы больше концентрации водорода.

Кислотность и щелочность раствора можно выражать либо через концентрацию ионов Н+, либо через концентрацию ионов ОН-. На практике для этого обычно пользуются концентрацией Н+.

Чтобы избежать неудобств, связанных с применением степенных отрицательных чисел, концентрацию водородных ионов принято выражать ее логарифмом с обратным знаком и называть водородным показателем


pН = -lg [Н+]


В нейтральных растворах рН=7

В кислых рН<7 и уменьшается с ростом кислотности.

В щелочных растворах рН>7 и повышается с увеличением щелочности.

Концентрация водородных ионов рН важный показатель, определяющий характер физико-химических процессов в промывочной жидкости и необходимость обработки ее реагентами. В каждой дисперсной системе при определенных значениях концентрации водородных ионов наступает максимум и минимум стабильности.

Для различных промывочных жидкостей существует своя оптимальная концентрация водородных ионов, при которой они наиболее полно удовлетворяют требованиям технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях. Контроль за величиной рН позволяет определить причины изменения свойств промывочной жидкости в процессе бурения и принять меры по восстановлению ее качества. Концентрацию водородных ионов промывочных жидкостей измеряют колориметрическим и электрометрическим способами.

^ Колориметрический способ основан на применении индикаторов. При этом способе используют наборы индикаторов и буферных растворов различных реактивов с определенными значениями рН. Фильтрат, полученный при измерении водоотдачи, наливают в пробирку, добавляют в нее раствор индикатора и сравнивают цвет жидкости в этой пробирке с цветом эталонных буферных растворов с индикаторами или с эталонной цветной шкалой, на которой указаны значения рН, соответствующие той или иной окраске. Более удобен колориметрический способ измерения рН с использованием набора индикаторной бумаги и эталонных цветных шкал. При измерении полоску индикаторной бумаги осторожно укладывают на поверхность промывочной жидкости. Когда полоска пропитывается жидкостью и цвет ее перестанет изменяться, прикладывают ее к эталонной шкале и по шкале определяют величину рН, соответствующую данной интенсивности окраски. Если подобрать подходящий цвет по шкале не удается, это значит, что сорт бумаги был выбран неправильно, опыт нужно повторить, взяв соответствующую бумагу. Колориметрический метод имеет невысокую точность (+0,5 рН) и чаще применяется в полевых условиях.

^ Электрометрический способ используется для более точного определения рН в лабораториях на специальных приборах рН-метрах (рис. 6.11.), например рН-262. Здесь для измерения величины рН используется система со стеклянным электродом, электродвижущая сила которой зависит от активности ионов водорода в растворе. При погружении электрода в раствор между поверхностью шарика электрода и раствором происходит обмен ионами, в результате которого ионы лития в поверхностных слоях стекла замещаются ионами водорода и стеклянный электрод приобретает свойства водородного электрода.

Прибор позволяет выполнить измерения рН с точностью до 0,01 единицы.

23 Существуют два принципиально противоположных способа приготовления дисперсных систем.

Первый диспергирование основан на измельчении крупных тел до получения систем, содержащих частицы требуемых размеров.

Второй конденсация основан на увеличении размера частиц от молекулярных величин до образования новой дисперсной фазы.

В подавляющем большинстве случаев в технике промывочных жидкостей для приготовления дисперсных систем используют первый способ диспергирование. Он заключается в сочетании сильного перемешивания, при котором измельчаемые тела соударяются друг с другом, с ударами о твердую поверхность, например лопасти мешалок или специальные отражательные поверхности. При диспергировании нерастворимых тел в отличие от диспергирования, называемого растворением, не достигается молекулярной степени измельчения. Это объясняется двумя причинами. Усилие, разрушающее тело, определяется моментом силы произведением величины силы на ее плечо. При разрушении, диспергировании частицы, плечо равно размеру частицы. Чем мельче она, тем меньше и плечо. Поэтому величина разрушающей силы должна быстро возрастать по мере диспергирования. Но величина силы в измельчающих устройствах может увеличиваться только до определенных пределов, поэтому и измельчение должно быть ограниченным. Вторая причина заключается в том, что с ростом удельной поверхности усиливается влияние свободной межфазной поверхностной энергии. Силы притяжения между частицами быстро увеличиваются по мере измельчения. Вследствие этого усиливается притяжение частиц друг к другу: частицы сливаются вместе и укрупняются. Этот процесс укрупнения вызывает увеличение размера частиц дисперсной фазы.

Одновременно с диспергированием частиц начинается и их рост конденсация частиц. Чем частицы меньше, тем интенсивнее конденсация. Диспергирование прекращается, когда рост степени дисперсности, вызываемый разрушением частиц, сравняется с увеличением их, вызываемым конденсацией.

Процесс диспергирования можно ускорить, вводя в систему вещества, способные адсорбироваться на поверхности частиц, (стабилизаторы) и загораживать (экранировать) частицы, препятствуя конденсации. Этот процесс называют пептизацией. В процессе диспергирования используют и адсорбционное понижение прочности (эффект Ребиндера).

Наконец, увеличение концентрации частиц усиливает прочность дисперсной системы; при этом возрастают и силы, действующие на частицы. Поэтому часто наибольшего диспергирования достигают увеличением концентрации частиц дисперсной фазы.

24 Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы — важный процесс при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины.

^ Приготовление буровых растворов может осуществляться в механических мешалках и гидравлических смесителях.

В настоящее время в отечественной практике для приготовления буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы. Для приготовления буровых растворов из этих материалов используют следующее оборудование: блок приготовления раствора (БПР), выносной гидроэжекторный смеситель, гидравлический диспергатор, емкости ЦС, механические и гидравлические перемешиватели, поршневой насос.

При обработке глинистых растворов химическими реагентами, особенно содержащими щелочи и кислоты, рабочие должны работать в резиновых перчатках, очках, фартуках и сапогах, чтобы брызги щелочи и кислоты не повредили лицо, руки и одежду.

В механических глиномешалках можно приготовить растворы из сырых глин, глинобрикетов и глинопорошков.

Более эффективны, чем глиномешалки, фрезерно-струйные мельницы ФСМ-3 и ФСМ-7.

Фрезерно-струйная мельница может быть использована не только для приготовления растворов, но и для утяжеления бурового раствора, а также для добавки в него глины и глино-порошка. В этом случае в ФСМ вместо воды подается буровой раствор. Техническая характеристика ФСМ приведена ниже.

^ Очистка промывочной жидкости от обломков выбуренной породы (шлама). Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама).

Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства. Кроме того, наличие в растворе абразивных частиц существенно снижает показатели работы долот, гидравлических забойных двигателей, буровых насосов и другого оборудования. В связи с этим очистке буровых растворов должно уделяться особое внимание.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита (рис. 6.16.), гидроциклонные шламоотделители (рис. 6.17.), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения бурового раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор — блок грубой очистки от шлама (вибросита) дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель) — буровые насосы — скважина.


При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Для очистки буровых растворов, как обязательная, принята трехступенчатая система.

Технология очистки не утяжеленного бурового раствора по этой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку — пескоотделение и илоотделение — на гидроциклонах шламоотделителях. Буровой раствор после выхода из скважины подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите и собирается в емкости. Из емкости центробежным насосом раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости центробежным насосом раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя. После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость бурового насоса, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

^ Дегазация промывочных жидкостей. Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается механическая скорость проходки, во-вторых, возникают осыпи и проявления пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотности бурового раствора, т. е. гидравлического давления на пласты, в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.

Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из бурового раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании свободный газ из бурового раствора удаляют с помощью газового сепаратора.

Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в буровом растворе жидкости токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. Только после окончательной дегазации буровой раствор очищают от шлама. Наибольшее распространение в отечественной практике получили вакуумные дегазаторы. Они представляют собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора при использовании глинистого раствора достигает 45 л/с; остаточное газосодержание в буровом растворе после обработки не превышает 2%.

^ Регенерация утяжелителей. Утяжелители - дорогие и дефицитные материалы, поэтому их экономное и повторное использование - весьма важная задача работников бурения.

Существуют следующие способы повторного использования утяжеленного раствора.

1. При близком расположении бурящихся скважин утяжеленный раствор перекачивают из одной буровой в другую по трубопроводу.

2. При отсутствии трубопровода утяжеленный раствор из буровой в буровую перевозится в автоцистернах.

3. Утяжелитель извлекают из раствора при помощи специальных устройств. Регенерацию утяжелителей из отработанных растворов производят осаждением в желобах, в гидроциклонных установках или в специальных регенерационных установках.


25-28 ^ Тампонажные материалы. Это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превратиться в твердый непроницаемый камень.

В зависимости от вида вяжущего материала Тампонажные материалы делятся на: 1) тампонажный цемент на основе портландцемента; 2) тампонажный цемент на основе доменных шлаков; 3) тампонажный цемент на основе известково-песчаных смесей; 4) прочие тампонажные цементы (белиловые и др.).

При цементировании скважин применяют только два первых вида - тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков.

К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:

  • подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания;

  • структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить быстро;

  • цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;

  • цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях.

В зависимости от добавок тампонажные цементы и их растворы подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые, сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низким показателем фильтрации, водоэмульсионные, нефте-цементные и др.

В настоящее время номенклатура тампонажных цементов на основе портландцемента и шлака содержит:

  1. тампонажные портландцементы для «холодных» и «горячих» скважин («холодный» цемент - для скважин с температурой до 500С, «горячий» - для температур до 1000С, плотность раствора 1,88 г/см3);

  2. облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4 - 1,6 г/см3 на базе тампонажных портландцементов, а также на основе шлакопесчаной смеси (до температур 90 - 1400С), в качестве облегчающих добавок используют глино-порошки или молотые пемзу, трепел, опоку и др.;

  3. утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15 г/см3 на базе тампонажных портландцементов для температур, соответствующих «холодным» и «горячим» цементам, а также шлакопесчаной смеси для температур 90 - 1400С (в качестве утяжеляющих добавок используют магнетит, барит и др.);

  4. термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой 90 - 140 и 140 - 1800С;

  5. низкогигроскопические тампонажные цементы, предназначенные для длительного хранения.

Регулируют свойства цементных растворов изменением водоцементного отношения (В:Ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации.

В практике бурения в большинстве случаев применяют цементный раствор с В:Ц = 0,4 - 0,5. Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью цементного раствора, верхний предел - снижением прочности цементного камня и удлинением срока схватывания.

К ускорителям относятся хлористые кальций, калий и натрий; жидкое стекло (силикаты натрия и калия); кальцинированная сода; хлористый алюминий. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют схватывание при низких температурах (до 40 °С).

Замедляют схватывание цементного раствора также химические реагенты, такие как гидролизованный полиакрилонитрил, карбоксиметилцеллюлоза, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда, конденсированная сульфит-спиртовая барда, нитролигнин. Перечисленные реагенты оказывают комбинированное действие. Все они понижают фильтрацию и одновременно могут увеличивать или уменьшать подвижность цементного раствора.

Для приготовления цементного раствора химические реагенты растворяют предварительно в жидкости затворения (вода). Утяжеляющие, облегчающие и повышающие температуростойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процессе производства (специальные цементы) или перед применением в условиях бурового предприятия (сухие цементные смеси).

29 К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.).

Цементировочные агрегаты. При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементно-смесительная машина), закачивают цементный раствор в скважину, продавливают цементный раствор в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.).

С учетом характера работ цементировочные агрегаты изготовляют передвижными с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса.

Для цементирования обсадных колонн в основном применяют цементировочные агрегаты следующих типов: ЦА-320М, ЗЦА-.400, ЗЦА-400А и др. (ЦА - цементировочный агрегат, цифры 320 и 400 соответственно 32 и 40 МПа - максимальное давление, развиваемое насосами этих цементировочных агрегатов).

Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством.

Цементно-смесительные машины. Цементирование осуществляется при помощи цементно-смесительных машин. Применяются различные типы цементно-смесительных машин: СМ-10, 2СМН-20, СПМ-20 др. В данном случае цифры 10, 20 и т. п. обозначают количество цемента (в т), которое возможно поместить, в бункер смесительной машины.

Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов.

В настоящее время применяются цементировочные головки ЦГЗ, ГЦК, ГЦ5-150, СНПУ, 2ГУЦ-400 и др. Так как в конструктивном отношении все перечисленные головки имеют сходство, то рассмотрим в качестве примера одну из них. На рис. 160 показана головка устьевая цементировочная 2ГУЦ-400, предназначенная для обвязки устья при цементировании скважин и рассчитанная на максимальное давление 40 МПа.

При двухступенчатом цементировании используются специальные цементировочные пробки.

30. В программе проекта на строительство скважины предусматривается применение тампонажных цементов, выпускаемых промышленностью и удовлетворяющих требованиям соответствующих стандартов и техническим условиям. Тампонажный материал должен быть выбран и зависимости от геолого-технических условий бурения скважины:

- градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва;

- плотности бурового раствора;

- статической температуры в призабойной зоне;

- характеристик флюидонасыщенности пластов и агрессивности флюидов;

- состава горных пород в разрезе скважин.

Использование тампонажных смесей, приготовленных в промысловых условиях, допускается только с разрешения производственного объединения (территориального геологического управления).

При использовании тампонажных смесей, приготовленных в процессе загрузки цементосмесительных машин, рекомендуется двух- или трехкратное перетаривание сухой смеси из одного бункера в другой. Перемешиванию подлежат тампонажные материалы, срок хранения которых в цементосмесительных машинах перед началом цементирования превышает трое суток.

При залегании в цементируемом интервале скважины соленосных отложений следует пользоваться общей методикой выбора тампонажных цементов, но при этом затворять их необходимо насыщенным соответствующей солью водным раствором.

Выбранный тампонажный материал должен обеспечивать возможность приготовления из него тампонажного раствора, плотность которого выше плотности бурового раствора на 200-300 кг/м3. При этом необходимо, чтобы давление столба тампонажного раствора (или составного столба из бурового, тампонажного растворов и буферной жидкости) не было выше 85-90% величины давления поглощения.

До цементирования скважины необходимо произвести отбор проб и анализ тампонажного цемента на соответствие его техническим требованиям стандарта.

В лабораторию вместе с пробами цемента следует доставить пробы бурового раствора, технической воды для затворения цемента и химреагентов для подбора рецептуры тампонажного раствора. По результатам испытаний проб тампонажного материала составляется акт.

. Запрещается производить цементирование обсадной колонны при отсутствии у исполнителей работ результатов контрольных испытаний проб тампонажного материала и подбора рецептуры раствора.

Если расчетный объем жидкости затворения превышает общую вместимость мерных баков насосных установок, тампонажная служба извещает буровую организацию о необходимости установить специальную емкость соответствующего объема.

Циркуляционная система буровой установки должна позволять удобное подключение цементировочного оборудования для набора продавочной жидкости.

При подборе рецептуры тампонажного раствора необходимо обеспечить требуемые величины параметров: растекаемости, плотности, водоотделения, времени загустевания, сроков схватывания и прочности тампонажного камня.

. Время загустевания раствора при подборе рецептуры определяется при забойной температуре и ожидаемом гидродинамическом давлении. При подборе рецептуры для цементирования конкретной скважины необходимо принимать время загустевания, равным расчетному времени цементирования, взятому с запасом не менее 20 и не более 45 минут.

Необходимо проверить время загустевания зон смешения бурового раствора с буферной жидкостью и буферной жидкости с тампонажным раствором.

В отдельных случаях по соответствующим методикам определяются начальный градиент фильтрации и реологические параметры тампонажного раствора.

Растекаемость тампонажного раствора по форме-конусу должна быть не менее 18 и не более 22 см. Она регулируется изменением водоцементного отношения, а также вводом реагентов-пластификаторов.

Потребное количество тампонажного материала для цементирования обсадной колонны определяется по данным геофизических исследований и промыслового опыта крепления скважин на конкретной площади.

За сутки до цементирования скважины следует провести контрольный анализ рецептуры тампонажного раствора.

. Для размещения цементировочного и другого оборудования, предназначенного для цементирования, буровая организация готовит площадку у мостков буровой. Место для площадки выбирают в стороне от токонесущих проводов. Площадка должна быть спланирована без заметного уклона.

Размещение и обвязка цементировочной техники у буровой осуществляются в соответствии со схемой, определенной проектом на строительство скважины.

. После сборки нагнетательных трубопроводов необходимо произвести их опрессовку на полуторакратное давление, ожидаемое при работе.

. Руководство всеми работами по цементированию обсадной колонны осуществляет ответственное лицо - инженер, назначаемый руководством бурового предприятия.

. Время начала цементирования обсадной колонны фиксируется ответственным лицом в буровом журнале после надлежащей проверки готовности бурового и цементировочного оборудования к проведению этой операции.

Присутствие в зоне проведения работ лиц, не связанных непосредственно с работами по цементированию, не допускается.

По окончании спуска колонны скважину следует промыть до выравнивания параметров промывочного раствора на входе и выходе скважины. Производительность насосов при этом должна быть не менее, чем при бурении нижнего интервала ствола скважины.

Для обеспечения чистоты цементного раствора в скважине рекомендуется:

- закачивать буферную жидкость перед началом закачки цементного раствора, объем которой рассчитывается из условия недопущения нефтегазоводопроявления при давлении на пласт столбов буферной и промывочной жидкости;

- расхаживать колонну с начала до окончания цементирования, за исключением колонн глубоких скважин, рассчитанных с минимальным запасом прочности на страгивание;

- обеспечивать разность удельных весов цементного раствора и промывочной жидкости не менее 0,20 г/см3;

- понижать статистическое напряжение сдвига промывочной жидкости перед закачкой цементного раствора до минимально возможных величин.

Применять следует тот тип буферной жидкости, который указан в проекте на строительство скважины. При этом, необходимо соблюдать технологию использования каждого типа буферной жидкости.

Скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве должна быть не менее 1,5 м/сек для кондукторов и промежуточных колонн и не менее 1,8-2,0 м/сек для эксплуатационных колонн, если возникающие гидродинамические давления не вызывают опасности поглощения промывочной жидкости вследствие гидроразрыва пластов. При цементировании обсадных колонн в сложных геологических условиях скорость восходящего потока цементного раствора не должна быть ниже, чем скорость подъема промывочного раствора во время последней промывки.

При цементировании обсадных колонн обязательно применение верхней разделительной пробки с самоуплотняющимися манжетами.

. Если в процессе цементирования будет обнаруживаться загазирование промывочного раствора, выходящего из скважины, то цементирование необходимо продолжить при закрытом превенторе с регулированием противодавления в затрубном пространстве.

. Во время затворения тампонажных смесей необходимо контролировать плотность приготавливаемых суспензий отдельно по каждой смесительной машине не реже, чем через каждые 3 мин. Колебание плотности раствора не должно быть более 0,03 г/см3 от заданного значения.

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

Применение цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность и др.), запрещается.

При цементировании продуктивных пластов вид тампонирующего материала, его плотность и гидравлическая программа цементировочных работ должны быть выбраны исходя из условия максимально возможного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и создания минимальной репрессии давлений на них.

При проведении цементировочных работ в глубоких и сверхглубоких скважинах, особенно с высокой температурой, необходимо подбирать специальные тампонирующие материалы, обеспечивающие сохранение высокого качества цементного камня в течение длительного времени, а также обеспечивать проведение работ в максимально сжатые сроки. Время на процесс цементированию не должно превышать 75% от времени загустевания тампонажного раствора.

По окончании закачивания тампонажного раствора в кратчайший срок (не более 1 мин.) освобождается разделительная пробка, закачивается 2-3 м3 воды, обработанной ПАВ, в счет продавочной жидкости и осуществляется продавливание тампонажного раствора в затрубное пространство скважины. Режим продавливания тампонажного раствора должен быть рассчитан заранее в соответствии с рекомендациями проекта на строительство скважины.

Последний 1 м3 продавочной жидкости до получения момента "стоп" закачивается одним-двумя цементировочными агрегатами при минимальной производительности насосов.

В процессе цементирования нельзя допускать остановок и необходимо непрерывно следить за характером циркуляции.

Давление в процессе цементирования не должно превышать 80% давления опрессовки обсадных труб.

Весь процесс цементирования рекомендуется контролировать с помощью станции контроля цементирования.

После окончания продавливания тампонажного раствора избыточное давление в цементировочной головке следует снизить до атмосферного. В период ОЗЦ один из кранов цементировочной головки должен оставаться открытым.

В случае негерметичности обратного клапана необходимо принять меры к восстановлению его герметичности Если восстановить герметичность не удастся, то следует вновь закачать в обсадную колонну излившуюся продавочную жидкость, создав избыточное давление, превышающее гидростатическое на цементировочной головке.

Во время ОЗЦ следует контролировать и периодически снижать давление на цементировочной головке, не допуская его роста более чем на 1,5 МПа, с записью в буровом журнале процесса роста и снижения давления и объема излившейся из обсадной колонны жидкости. После прекращения роста давления необходимо снизить избыточное давление в цементировочной головке до атмосферного.

В случае самопроизвольного роста нагрузки на крюке в период ОЭЦ более чем на 3-5 тс следует снижать ее до исходной величины с записью о проделанной операции в буровом журнале.

По окончании цементирования обсадных колонн, перекрывающих пласты с АВПД или газовые горизонты, на период ОЗЦ рекомендуется герметизировать затрубное пространство и обеспечить дежурство цементировочного агрегата, обвязанного с устьем скважины.

На месторождениях, где наблюдается тенденция к газоводонефтепроявлениям в период ОЗЦ, после герметизации затрубного пространства скважины необходимо создать в нем избыточное давление, не допуская гидроразрыва пластов или нарушения обсадных труб.

До окончания установленного срока ОЗЦ и монтажа на устье скважины противовыбросового оборудования (или колонной головки) запрещается производство работ, связанных с разбуриванием в обсадных колоннах цементных стаканов и элементов технологической оснастки.

Продолжительность времени ОЗЦ должна устанавливаться согласно рабочему проекту на строительство скважины и результатам лабораторных испытаний тампонажных растворов.

Оборудование устья скважины должно осуществляться в зависимости от планируемых способов цементирования, подвески и назначения спускаемых колонн и производиться как на стадии подготовительных, так и заключительных работ после цементирования обсадных колонн.

При планировании процесса цементирования кондуктора и промежуточных колонн большого диаметра через бурильные трубы следует после спуска колонны на заданную глубину смонтировать на ее приустьевой части превенторную установку или устройство для герметизации кольцевого пространства между обсадными и бурильными трубами.

При оборудовании устьевой части зацементированного кондуктора необходимо обеспечить выполнение следующих требований:

- верхнюю обсадную трубу, выходящую на дневную поверхность, отрезать так, чтобы она выступала не менее 0,3 м над поверхностью земли для возможности установки специальных приспособлений по принудительной герметизации устья в случае открытого фонтанирования при углублении скважины или для монтажа опорного фланца, либо опорного пьедестала для подвески последующих обсадных колонн, а также для монтажа противовыбросового оборудования;

- фактическую схему оборудования устья и его обвязки, являющуюся официальным документом в деле скважины, составлять с указанием размеров смонтированных элементов и крепежных деталей, а также расстояний от поверхности земли или шахты до пола буровой площадки.

Все обсадные колонны, выходящие на поверхность, кроме направления и кондуктора, необходимо подвешивать на устье и жестко связывать между собой системой колонных головок с образованием единой крепи.

Запрещается производить временную или постоянную разгрузку на цементный камень обсадных колонн, зацементированных не до устья скважины.

Подвеска обсадных колонн в колонной головке должна производиться с расчетной натяжкой незацементированной части колонны в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин".

Используемые резиновые уплотнительные элементы колонной головки должны быть выполнены из нефтетермостойкой резины с соответствующим сроком годности.

В процессе оборудования устья и по завершении этих работ межтрубное пространство должно быть целиком заполнено буровым раствором или водой для предотвращения образования пожаровзрывоопасной газовоздушной смеси.

Один из боковых отводов корпуса колонной головки должен быть снабжен краном и выведенным наружу манометром для контроля давления в межтрубном пространстве, а второй отвод - коренной задвижкой высокого давления для возможности отбора проб или закачки жидкости в межтрубное пространство при необходимости. Установка временных или постоянных заглушек на отводах не допускается.

При оборудовании устья запрещается газорезка верхней части обсадных колонн, приварка муфты и боковых отводов. Все отводы и элементы обвязки устья должны быть закреплены на резьбе, а срезка производиться механическим устройством.

Дополнительная герметизация устьевой части межтрубного пространства заполнением его тампонажным раствором не допускается.

Оборудование устья скважины противовыбросовыми установками должно осуществляться в соответствии с проектом на строительство скважины (оборудование противовыбросовое).

Смонтированное устьевое оборудование вместе с обсадной колонной должно быть испытано на герметичность избыточным давлением в соответствии с проектом на строительство скважины.

При демонтаже устьевого противовыбросового оборудования необходимо исключить повреждение несущего колонного фланца и попадание посторонних предметов в скважину.

По окончании цементирования эксплуатационной колонны ее верхняя часть, в зависимости от назначения скважины и способов опробования вскрытых продуктивных отложений или их эксплуатации, должна быть оборудована фонтанной арматурой или другим видом устройств с последующим испытанием герметичности устьевого оборудования и соединения его с колонной.
Реклама:





Скачать файл (1003 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru