Седиментация что это в бурении
Седиментация в буровых промывочных жидкостях, ее значение в процессе приготовления и применения жидкостей
Тиксотропные свойства буровых промывочных жидкостей, способы их улучшения.
Реологические свойства буровых промывочных жидкостей. Аномалия вязкости.
Вязкость – имеет большое значение для обеспечения подъемной силы бурового раствора. Вязкость определяется концентрацией, качеством и степенью гидратации взвешенных частиц;
Условная вязкость – характеризует гидравлическое сопротивление бурового раствора течению;
Эффективная вязкость – косвенно характеризует вязкость бурового раствора как ньютоновской жидкости;
Пластическая вязкость – это та часть сопротивления течению жидкости, которая вызывается механическим трением;
Предел текучести или предельное динамическое напряжение сдвига – вторая составляющая сопротивления течению бурового раствора – является мерой электрохимических сил притяжения в буровом растворе;
Показатель фильтрации – косвенно характеризует способность раствора отфильтровываться через стенки скважины;
Толщина фильтрационной корки – косвенно характеризует способность раствора к созданию малопроницаемой фильтрационной корки на стенках скважины;
Показатель седиментации – косвенно показывает стабильность бурового раствора.
Специфическим свойством коагуляционных структур является тиксотропия – способность структур к восстановлению после разрушения механическим воздействием. Наличие структуры промывочных жидкостей обеспечивает удержание частиц выбуренной породы, утяжелителя во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора.
Способность дисперсной системы сохранять равномерное распределение частиц твердой фазы по всему объему называется седиментационной или кинетической устойчивостью. Седиментационная устойчивость буровых растворов характеризуется способностью частиц дисперсной фазы удерживаться во взвешенном состоянии.
Если в буровой раствор добавлен утяжелитель, для получения необходимой плотности, то в условиях седиментационной неустойчивости – утяжелитель выпадает из раствора. Это тоже может привести к осложнениям в процессе бурения.
Чем выше степень дисперсности дисперсной фазы и интенсивнее броуновское движение частиц, тем более кинетически устойчива промывочная жидкость.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Седиментация
СЕДИМЕНТАЦИЯ (от лат. sedimentum — оседание * а. sedimentation; н. Sedimentation; ф. sedimentation; и. sedimentacion) — направленное движение частиц (твёрдых крупинок, капелек, пузырьков) в поле действия гравитационных или центробежных сил. Скорость седиментации зависит от массы, размера и формы частиц, вязкости и плотности среды, а также от ускорения свободного падения или действующих на частицы центробежных сил. В гравитационном поле седиментируют достаточно крупные частицы, не подверженные тепловому (броуновскому) движению, в поле центробежных сил возможна седиментация коллоидных частиц и макромолекул — молекул природных и синтетических полимеров. Для мелких не взаимодействующих между собой сферических частиц, оседающих в ламинарном режиме, скорость седиментации вычисляют по формуле Стокса.
Седиментация в дисперсных системах с жидкой и особенно газовой дисперсионной средой часто сопровождается укрупнением седиментирующих частиц вследствие коагуляции и (или) коалесценции. Седиментацию используют в промышленности при обогащении полезных ископаемых, разделении продуктов химической и нефтехимической технологии, очистке и гидравлической классификации различных порошкообразных материалов (см. Отмучивание, Отстаивание). Седиментация в гравитационное поле, а также в центрифугах и ультрацентрифугах лежит в основе седиментационного анализа.
Седиментация в природе приводит к образованию осадочных горных пород (см. Осадконакопление), осветлению воды в водоёмах, освобождению атмосферы от находящихся в ней капельно-жидких и твёрдых частиц.
Свойства бурового раствора
Свойства бурового раствора имеют решающее значение при бурении.
Раствор, на протяжении всего бурения контролируется специальной службой. В процессе бурения раствор обрабатывается для поддержания заданных свойств.
Если плотность будет меньше заданной, уменьшится вес столба жидкости на забой, в связи с этим возможно ГНВП (газонефтеводопроявление).
Увеличение плотности сверх заданной, увеличит вес столба жидкости на забой, что в свою очередь может привести к разрыву пласта, поглощению раствора.
Вязкость влияет на способность выноса продуктов бурения от забоя.
Фильтрационные свойства влияют на стойкость стенок скважины к обваливанию и на способность бурового раствора впитываться в породу.
Удельная теплоемкость — количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус. Единица измерения — Дж/(кг∙°С)
Коэффициент теплопроводности – удельный тепловой поток, направленный по нормали к изотермической поверхности при градиенте температур, равном 1° на 1 м длины вдоль теплового потока.
Термический коэффициент объемного расширения — величина, характеризующая изменение объема бурового раствора с изменением температуры при постоянном внешнем давлении и определяемая относительным изменением объема при нагревании на 1К, отнесенного к объему бурового раствора при данной температуре.
Термический коэффициент давления — величина, характеризующая изменения давления постоянного объема бурового раствора при изменении температуры, определяемая относительным изменением давления в системе при нагревании на 1К, отнесенного к давлению при данной температуре.
Условная вязкость — величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку. Единица измерения – с
Пластическая вязкость — величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига, при увеличении скорости сдвига, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой. Единица измерения — Па∙с
Динамическое напряжение сдвига — величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора. Единица измерения — Па
Эффективная вязкость — величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига. Один из наиболее важных показателей, характеризующий сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению бурового (цементного) раствора. Единица измерения – Па∙с
Статическое напряжение сдвига — величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время. Также можно описать, как касательное напряжение сдвига, соответствующее началу разрушения структуры бурового раствора, находящегося в покое определенное время. Единица измерения – Па
Коэффициент коллоидальности твердой фазы — величина, равная отношению показателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показателю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора.
Показатель коллоидальности твердой фазы — величина, косвенно характеризующая физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы.
Показатель консистенции — коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора. Единица измерения – Па
Показатель неньютоновского поведения — показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора.
Касательное напряжение сдвига — величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига. Единица измерения – Па
Показатель седиментации — величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время.
Показатель фильтрации — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – см 3
Толщина фильтрационной корки — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – мм
Удельное электрическое сопротивление — сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току. Единица измерения – Ом
Нарпяжение электропробоя — величина, косвенно характеризующая стабильность пробоя буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор. Единица измерения – В
Показатель минерализации — величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия.
Водородный показатель — величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода
Щелочность — объединенная способность основания, измеряемая максимальным количеством эквивалентов кислоты, с которой оно вступает в реакцию и образует соль. В анализах воды она представляет карбонаты, бикарбонаты, гидроокислы, а иногда силикаты и фосфаты в воде. Определяется титрованием со стандартной кислотой до определенных точек.
Седиментация что это в бурении
Узень
53 8
39 6
16
27
31 106
Жетыбай
1972 1973
—
1
2
32 41
14 11
4 13
13 9
64 76
согласно проекту цементный раствор в скважинах должен подниматься до устья, из-за поглощения вследствие гидроразрыва пластов или из-за низких пластовых давлений в продуктивных объектах, в большинстве скважин был зафиксирован недоподъем цементного раствора (табл. 3).
Из-за недоподъема цементного раствора происходит незаполнение им определенного интервала заколонного пространства. А это в свою очередь может привести к нефтегазо-водопроявлениям или межпластовым перетокам за колонной (если цементный раствор не поднят на достаточную высоту над продуктивным пластом), загрязнению пресных вод, а также к интенсивной коррозии неперекрытого цементным камнем участка колонны и др.
Реже, однако, также имеют место случаи, когда вследствие неточных расчетов проектных объемов цементного раствора и продавочной жидкости, или из-за неисправности оборудования, нижний уровень тампонажного раствора оказывается выше башмака колонны, т.е. в нижней части заколонного пространства отсутствует цементный камень — происходит переподъем тампонажного раствора за колонной.
Если цементный раствор поднят выше башмака колонны, но не выше подошвы продуктивного пласта, то при сильных воздействиях на обсадную колонну (особенно при перфорации) цементный камень может осыпаться, что приводит к нарушению изоляции продуктивного пласта.
3.1.2. СМЕШИВАНИЕ БУРОВОГО
И ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРОВ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ
В процессе цементирования скважин происходит смешивание тампонажного раствора с промывочной или буферной жидкостью. Несмешивание этих жидкостей возможно лишь в колонне, но изменение направления потока на 180° при выходе из башмака колонны в заколонное пространство неизбежно вызывает их перемешивание.
Смеси движущихся жидкостей образуются, в основном, двумя путями:
внедрение одной жидкости в другую без перемешивания, вызываемое неодинаковыми скоростями движения слоев жидкости через поперечное сечение потока;
перемешивание жидкостей в результате возникновения вихрей при течении и естественной диффузии.
В разных условиях течения жидкостей возможно преобладание первого или второго процесса образования их смеси.
При смешивании в заколонном пространстве тампонажно-го раствора с промывочной или буферной жидкостью между ними образуется переходная зона (смешивания) различной протяженности — от максимального содержания цемента до его отсутствия. Анализ результатов исследований состояния скважин после цементирования при различных режимах движения в них жидкостей показал, что размеры зон смешивания бурового и тампонажного растворов за колонной достигают 150 м при глубине скважины 1300 м и, как правило, увеличиваются с глубиной скважин до нескольких сотен метров.
Зона смешивания в заколонном пространстве скважин начинается сверху загустевшим буровым раствором с практически неизменившейся плотностью; с глубиной плотность смеси его с тампонажным раствором начинает снижаться, а затем повышается, и смешанный раствор сильно загустевает.
Образование в заколонном пространстве при закачке тампонажного раствора значительной по протяженности зоны смешивания его с буровым раствором приводит к повышению в 1,4—1,8 раза по сравнению с расчетным давления на устье скважины и может служить одной из причин недоподъема тампонажного раствора до проектной высоты (см. 3.1.1).
На рис. 15 представлена классификация основных факторов, определяющих образование зоны смешивания бурового и цементных растворов.
Значительное количество и взаимовлияние этих факторов затрудняют определение реологии и размеров зон смешивания растворов. Однако разработаны способы приближенной, пригодной для практического применения оценки интервала зоны смешивания бурового и цементного растворов. В том числе для этой цели применим анализ диаграмм таких геофизических методов контроля за цементированием скважин как термометрия, рассеянного гамма-излучения и акустического (см. 3.2). В зависимости от геолого-технических условий строительства скважин, времени замера и чувствительности
Рис. 15. Основные Факторы, обусловливающие обоазование зоны смешивания бурового и тампонажного растворов при цементировании скважин
аппаратуры, реализующей эти методы, переходная зона смешивания бурового и цементного растворов более или менее четко отмечается на диаграммах таких методов плавным изменением регистрируемого параметра от минимальных до максимальных значений или наоборот.
В определенных условиях смешивания бурового и тампо-нажного растворов объем несхватившегося цементного раствора может достигать 20 % объема зацементированного интервала заколонного пространства. При содержании в буровом растворе от 0,1 до 0,6 % тампонажного раствора объем несхватившегося цемента Уц можно оценить из соотношения
где У3с — объем заколонного пространства; Ре — безразмерный коэффициент Пекле.
Поэтому для компенсации потерь тампонажного раствора в зоне смешивания его с глинистым раствором в заколонном пространстве при цементировании скважин дополнительно закачивается до 20 % расчетного объема тампонажного раствора.
С целью уменьшения смешивания с буровым раствором при закачке тампонажного раствора применяют разделительные пробки. Цементирование без нижней разделительной пробки повышает вероятность сильного загрязнения определяющей качество цементирования последней порции тампонажного раствора невытесненными остатками промывочной жидкости на стенках скважины и обсадной колонны.
Значительно уменьшает смешивание бурового и тампонажного растворов применение буферных жидкостей, а также различных разделителей (например, вязкоупругого разделителя — ВУР).
3.1.3. НЕПОЛНОЕ ВЫТЕСНЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА ЦЕМЕНТНЫМ
Одним из важнейших путей обеспечения герметичности заколонного пространства скважин является повышение степени вытеснения в нем бурового раствора тампонажным, зависящей от ряда геологических и технико-технологических факторов, основные из которых представлены на рис. 16.
Так как на степень вытеснения бурового раствора тампонажным влияют многочисленные факторы, она является статистической величиной. Многие факторы, определяющие степень вытеснения, не поддаются раздельному учету (так как взаимно влияют друг на друга), что затрудняет их изучение и приводит к необходимости осуществления исследовательских работ как непосредственно в скважинах, так и в лабораторных условиях.
Риг 16 Огновныр гролого-трхничргкир Лаптопы оттпрлрляюшир гтрп вытеснения в заколонном пространстве букового раствора тампонажным
В случае оптимального соотношения этих факторов может быть достигнуто практически полное (хотя бы на отдельных участках заколонного пространства скважины) вытеснение бурового раствора тампонажным, что обеспечит высокое ка-
чество цементирования скважины; однако в большинстве случаев применяемая технология цементирования и свойства буровых и тампонажных растворов не могут обеспечить достаточно полное вытеснение бурового раствора в заколон-ном пространстве. При определенных физико-механических свойствах бурового раствора он вообще не может быть вытеснен из заколонного пространства.
Особую роль в процессе вытеснения играют режимы движения вытесняемой и вытесняющей жидкостей, определяемые их реологическими свойствами, геолого-техническими условиями и скоростью течения растворов, а также свойствами переходной зоны между ними.
В случае больших эксцентриситетов обсадных колонн в скважинах и малых значениях вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, жидкость с меньшей вязкостью заполняет наиболее узкую часть зазора в заколонном пространстве, а более высоковязкая распространяется по широкой части зазора.
При малой разности значений вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей и больших эксцентриситетах колонн в скважинах образуются устойчивые протяженные зоны из вытесняемой жидкости.
С увеличением вязкости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, а также их расхода условия для вытеснения ухудшаются.
Чем меньше зазор между колонной и стенками скважины, тем хуже условия для вытеснения в нем бурового раствора тампонажным. При этом с увеличением эксцентриситета колонны в малых зазорах вытеснение значительно хуже, чем в увеличенных.
Характером вытеснения бурового раствора тампонажным в заколонном пространстве обусловлена установленная для скважин Ямбургского газоконденсатного месторождения (ГКМ) достаточно тесная обратная зависимость качества цементирования (по данным АКЦ) от эксцентриситета обсадных колонн в скважинах (см. 3.2).
При прочих равных условиях в скважинах большого диаметра вытеснение бурового раствора в заколонном пространстве происходит лучше, чем в скважинах малого диаметра.
При наличии в заколонном пространстве до цементирования тяжелой высоковязкой жидкости всегда создаются условия для неполного ее вытеснения из наиболее узкой части зазора; при определенных условиях вытеснение может не
только прекратиться, но произойдет опускание более тяжелой вытесняемой жидкости.
На степень вытеснения бурового раствора тампонажным большое влияние оказывают геологические факторы. Среди них очень важно учитывать литологию разреза скважины и особенно кавернозность пород. Очевидно, что чем больше кавернозность разреза скважин, тем меньше степень вытеснения бурового раствора цементным. Но главным фактором следует считать не столько объем каверн, сколько их конфигурацию: глубину и степень изрезанности их поверхности.
В разрезах скважин часто встречаются водоносные и нефтегазоносные коллекторы, разделенные глинисто-аргилли-товыми пластами, которые разрушаются промывочной жидкостью по всей их толщине. На кавернограммах против них обычно фиксируется значительное увеличение диаметра скважины. Вытеснение или замещение бурового раствора цементным в таких кавернах крайне затруднено, поэтому разобщение пластов коллекторов между собой очень ненадежно. Например, из 30 рассмотренных скважин на площадях Татнефти в 17 (56,6 %) между водоносными и нефтеносными коллекторами имелись кавернозные породы. Эти скважины обводнились пластовыми водами в первый год эксплуатации. Качественное цементирование таких кавернозных участков скважин очень затруднено, так как в них коэффициент вытеснения глинистого раствора цементным очень низок.
При проводке скважин через соленосные отложения в них происходит интенсивное кавернообразование. Например, встречаемые в разрезах скважин калийно-магниевые соли обладают повышенной растворимостью, очень малым сопротивлением сдвигу и низкой температурой плавления. Вследствие этого в интервалах их залегания образуются большие асимметричные каверны, которые не заполняются цементным раствором.
При промывке скважины технической водой каверны также образуются в интервалах, представленных пластичными глинами с преобладанием монтмориллонитовых образований, гидрослюды и хлорида.
В северных нефтегазодобывающих районах, например на месторождении Медвежье, во всех скважинах при бурении под кондуктор наблюдалось интенсивное кавернообразование в рыхлых песчаных пластах, которое не позволяло обеспечить полноту вытеснения бурового раствора цементным.
На практике коэффициент вытеснения в заколонном про-
странстве глинистого раствора тампонажным определяется по соотношению объема вытесненного бурового раствора к объему всего заколонного пространства скважины в интервале цементирования. Такое определение весьма неточно из-за неучета влияния многих факторов.
Повышение степени вытеснения бурового раствора тампонажным в заколонном пространстве и, соответственно, качества цементирования скважины достигается путем оптимизации для конкретных геолого-технических условий технологии цементирования с использованием центраторов, скребков, турбулизаторов, буферных жидкостей и разделителей при достаточно высоких скоростях прокачки (см. 3.2).
3.1.4. КАНАЛЫ, ТРЕЩИНЫ И ДРУГИЕ ДЕФЕКТЫ В ЦЕМЕНТНОМ КАМНЕ
Одним из признаков некачественного цементирования скважин является проницаемость цементного кольца в заколонном пространстве. В ряде работ указывается, что причиной газопроявлений в скважинах могут быть «водяные пояса», образование которых в тампонажной смеси, заполняющей заколонное пространство, является следствием седиментации. Седиментация частиц твердой фазы тампонажного раствора на различных участках высоты его столба может иметь неодинаковую скорость. Это происходит вследствие неравномерности сопротивления движению частиц на таких участках и может вызвать локальные скопления воды, оттесняемой твердой фазой нижней части тампонажной смеси с образованием “водяного пояса».
При седиментации твердой фазы тампонажной смеси свободная вода затворения оттесняется вверх. Когда проницаемость смеси неодинакова по площади поперечного сечения заколонного пространства скважины, вода, распределяющаяся неравномерно, устремляется по наиболее проницаемым участкам. Такие восходящие потоки воды могут вызвать образование каналов, по которым возможны газонефтеводо-проявления.
Наличие каналов в цементном кольце как внутренних, так и наружных, а также разрывов его сплошности, отмечалось
при осмотре разрезов скважин и их моделей многими иссле-дователями.
Наиболее общим случаем каналообразований вследствие неравномерной седиментации является каналообразование в наклонном цилиндре, заполненном тампонажным раствором (в модели наклонной скважины). Однако повышенное содер-жание воды затворения может привести к образованию каналов внутри столба цементного раствора и в случае его вертикального положения.
Проявление агрегативной неустойчивости в тампонажных растворах (роль которой в образовании структуры тампо-нажного камня может быть чрезвычайно велика) и вызываемая ею неоднородность свойств тампонажной смеси также могут стать причиной образования флюидопроводящих каналов в цементном кольце в условиях дальнейшего водоотделе-ния и проникновения пластовых флюидов.
Длительные наблюдения за изменениями температуры в зацементированном участке ствола скважины показывают, что формирование контактов металл – цемент – порода сопровождается, как правило, определенными изменениями температуры во времени. При достижении значений перепа-дов температуры на границах цементного кольца больше критических, целостность цементного кольца нарушается, и в нем возникают трещины по направлению его образующих. У соединительных муфт обсадной колонны в результате изменения температуры появляются трещины в цементном кольце в форме клина из-за осевых деформаций колонны.
При проведении цементирования в условиях пониженных температур может произойти замораживание части воды, входящей в состав цементного раствора, вследствие чего в нем образуются ледяные линзы. Образование льда сопровож-дается скачкообразным выделением тепла, а выделившаяся энергия идет на расплавление образовавшегося льда, включе-ния которого все время уменьшаются. Постепенно кристаллы льда исчезают (вода расходуется на гидратацию цемента) и на их месте образуются пустоты, из-за чего образовавшийся цементный камень становится менее прочным и впоследст-вии быстрее разрушается.
При воздействии на твердеющий тампонажный раствор температуры в пределах 20–90 °С при относительно высоких давлениях проницаемость –орми–ующегося цементного камня изменяется в пределах 13-103 мкм2. Образующийся при высоких температурах 130–200 °С камень из портланд-цемента имеет проницаемость 3–7-0-3 мкм2, которая в оп-
ределенных условиях (высокие перепады давления, небольшая толщина цементной перемычки) может служить каналом, особенно для перетока газа.
Для предотвращения или уменьшения возможности образования каналов в цементном кольце необходимо для каждых конкретных геолого-технических условий применять технологию цементирования, учитывающую и нейтрализующую влияние основных факторов, обусловливающих процесс каналообразования.
3.1.5. ЗАЗОРЫ МЕЖДУ ЦЕМЕНТНЫМ КАМНЕМ, КОЛОННОЙ И ПОРОДОЙ
При цементировании пространство между колонной и стенками скважины в заданном интервале глубин заполняется тампонажным раствором, из которого после твердения образуется прочный монолит. Однако в результате анализа лабораторного и промыслового материала установлено, что механическая прочность цементного камня не является определяющим фактором, из обеспечивающих герметичность зако-лонного пространства. Качество разобщения пластов в зако-лонном пространстве определяется в основном состоянием контакта цементного камня с обсадной колонной и горной породой, которое является доминирующим фактором (при этом подразумевается полное замещение за колонной глинистого раствора тампонажным).
Напряженность контактов цементного камня со стенками скважины и обсадной колонной зависит от прижимающих усилий, возникающих во время его твердения, и снижается при усадке тампонажного камня, а также при деформациях породы, глинистой корки, обсадных труб, если этим процессам не препятствуют силы связи между сопредельными средами. Прочность непосредственных связей цементного камня с породой и обсадными трубами определяется физико-химическим взаимодействием ионов и молекул их поверхностных слоев. Однако без соответствующей напряженности таких контактов в их зоне не могут протекать физико-химические реакции, обусловливающие прочность связи цементного камня с колонной и породой.
Исследования показали, что напряженность контакта цементного камня с поверхностью обсадных труб в 4 — 8 раз меньше его прочности. Прочность связи цементного камня из различных тампонажных материалов с обсадными трубами оценивается по значению сопротивления контакта це-
мент —труба разрыву, сдвигу, гидроразрыву. При температурах 20-30 °С прочность связи с обсадной колонной камня из различных тампонажных материалов возрастает с течением времени, причем наиболее интенсивно — в течение первых 7 сут. Прочность связи камня из портландцемента с обсадными трубами в 4 — 5 раз выше, чем прочность связи с колонной камня из гельцемента. Прочность связи камня из облегченных цементов с обсадными трубами характеризуется значениями, близкими к значениям прочности такой связи для гельцемента. Давление гидропрорыва на контакте обсадная труба —портландцементный камень через 2 и 6 сут составляет 3,5 и 16 МПа, для гельцементного камня — 2,0 и 5,6 МПа. Однако такие цифры характеризуют лишь непосредственный контакт обсадной трубы с цементным камнем.
Анализ результатов исследований влияния активных добавок к тампонажному раствору на прочность непосредственной связи цементного камня с обсадной трубой позволил выявить следующие тенденции ее изменения. Введение в там-понажный раствор 0,5 % гипана, КМЦ, гексаметофосфата натрия (ГМФ Na) приводит к увеличению прочности связи цемента с металлом. Добавки сульфанола и ОП-10, наоборот, уменьшают прочность такой связи. Наибольшая прочность связи металл-цементный камень достигается при обработке тампонажного раствора хлористым натрием.
жет являться основной причиной образования в заколонном пространстве каналов для нефтеводогазопроявлений.
Скорость каналообразования увеличивается в случаях контакта глинистого раствора с чистым портландцементом. Введение в цемент наполнителей (глины, песка) снижает скорость образования каналов, отодвигая момент их появления и уменьшая размеры. Одним из мероприятий по предупреждению каналообразования может быть отверждение глинистых корок.
Ряд исследователей, изучая прочность связи цементного камня с породой при наличии фильтрационной глинистой корки, пришли к выводу, что обработка тампонажного раствора УЩР и КМЦ при цементировании интервала залегания песчаных пород приводит к снижению прочности такой связи, а добавление в тампонажный раствор извести и хлористого кальция увеличивают ее.
Одним из факторов, влияющих на прочность связи (состояние контакта) цементного камня с обсадной трубой, является изменение внутреннего давления в колоннах. В процессе цементирования скважины колонну иногда оставляют под внутренним давлением на время ОЗЦ. После снятия давления между набравшим прочность цементным кольцом и колонной может образоваться зазор размером до 1 мм, который может служить потенциальным каналом движения жидкостей и газа. Поэтому оставление обсадных колонн под давлением в период ОЗЦ не рекомендуется, так как повышает вероятность образования заколонных перетоков и газопроявлений.
По аналогии, опрессовка колонны после ОЗЦ также не может являться надежным методом контроля ее герметичности, так как при повышении давления в колонне происходит уменьшение раскрытости зазоров между нею и цементным камнем. Поэтому проницаемость их на контактных поверхностях цементного камня и колонны резко уменьшается по сравнению с проницаемостью таких зазоров при отсутствии избыточного давления в колонне.
3.2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА СОСТОЯНИЕМ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Надежный контроль за состоянием цементирования скважин позволяет достоверно оценивать, а следовательно, и целенаправленно повышать его качество, что является необходимым условием эффективности строительства скважин.
Однако определение прямых показателей качества цемен-тирования скважины или оценка степени герметичности за-колонного пространства по данным применяемых сразу лее по истечении времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) методов (в основном, геофизических), как правило, невозможны. Поэтому в промысловой практике судят о качестве цементирования скважин по его косвенным показателям, определяемым в результате измерений в обсадной колонне различных физических параметров перед оборудова-нием устья скважин для перфорации или в период ОЗЦ:
интервал распространения цементного раствора за обсад-ной колонной;
характер вытеснения бурового раствора цементным в за-колонном пространстве, в том числе и в кавернах;
состояние контактов цемент —колонна и цемент —порода;
наличие каналов в цементной оболочке;
эксцентриситет обсадной колонны в скважине;
интервал распространения зоны смешивания цементного и бурового растворов;
наличие зон скопления цементных масс в некавернозных участках ствола скважины;
соответствие прогнозных и фактических сроков схватывания цементного раствора и др.
Эти косвенные показатели определяются по данным термометрического, радиоактивных и акустического методов контроля за цементированием, физические основы, возмож-ности и ограничения, а также пути дальнейшего развития и усовершенствования которых изложены ниже [27, 28, 29, 77, 95].
Термометрия является одним из первых геофизических методов, использованных для определения интервала распространения цементного раствора за обсадной колонной [29, 77].
3.2.1.1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА И РЕАЛИЗУЮЩАЯ ЕГО АППАРАТУРА
Определение местонахождения тампонажного раствора за обсадной колонной с помощью термометрии основано на измерении аномального, на фоне естественного, изменения температуры в стволе скважины против участков заколонно-
го пространства, в которых экзотермически гидратирует цемент, в результате чего дополнительно прогревается буровой раствор внутри обсадной колонны. Следовательно, применение термометрии &ая этой цели наиболее эффективно в период максимального тепловыделения гидратирующим цементом и нецелесообразно после прекращения процесса гидратации.
В период ОЗЦ в скважине происходят одновременно два тепловых процесса: восстановление естественной температуры в стволе и изменение температуры в результате экзотермического эффекта, сопровождающего процесс гидратации цемента. Результирующая кривая, характеризующая динамику
Рис. 17. Схема распределения температуры в скважине к моменту окончания цементирования:
изменения температуры в обсадной колонне во времени, имеет сложный характер, который зависит в первую очередь от физико-химических процессов в цементном растворе.
Реальные условия в скважине в период ОЗЦ характеризуются следующими особенностями:
дифференцированностью температуры и давления по глубине и во времени;
разновременностью затворения и закачки порций цементного раствора;
наличием поглощений и фильтраций цементного раствора в проницаемые пласты, обусловливающие переменное значение водоцементного отношения;
неравномерностью заполнения заколонного пространства цементным раствором вследствие наличия каверн и желобов, эксцентричного расположения колонны относительно ствола скважины и т.д.;
наличием зон смешивания глинистого и цементного растворов;
различием в теплофизических свойствах окружающих цементный раствор пород;
разнотипностью используемых для цементирования там-понажных материалов.
Эти особенности не изменяют качественную характеристику изменений температуры в скважине в результате происходящих в тампонажном растворе экзотермических химических реакций, лишь заметно влияя на количественную сторону процесса — на значение таких изменений.
Следовательно, существует возможность по данным термометрии обсаженной скважины в период ОЗЦ судить как о физико-химических превращениях в цементном растворе, так и о целом ряде косвенных показателей качества цементирования скважин.
В качестве аппаратуры для измерения температуры в скважинах в основном используются электрические термометры. Их принцип действия основан на измерении изменений электрического сопротивления металлического проводника или выходного напряжения транзистора с изменением температуры. Имеется несколько типов скважинных электротермометров, применяемых в зависимости от максимальной измеряемой температуры (от 120 до 250 °С), числа жил каротажного кабеля (одна или три) и допускаемых габаритов. Относительная погрешность измерений температуры электротермометрами не превышает обычно 1 %.
Одними из наиболее широко используемых скважинных
электротермометров являются электротермометры типов ЭТМИ, ТЭГ-36, ТЭГ-60, СТЛ-28, ТР-7 и др.
С помощью электротермометров, измеряющих только абсолютные значения температуры (ТЭГ, СТЛ, ЭТМИ и др.), затруднительно определять в скважине места небольших утечек жидкости из-за нарушения герметичности обсадных труб, интервалы межпластовых перетоков за колонной (вследствие незначительных изменений температуры при этом), а также высоту подъема облегченных цементов из-за слабого тепловыделения при их схватывании. Эти параметры технического состояния скважин более эффективно определяются с помощью электротермометров, измеряющих одновременно с абсолютными значениями температуры ее аномальные значения Д?° и термоградиент At°/H, где Н — глубина или интервал ствола скважины. Однако одновременно с абсолютными значениями температуры аномалии температуры и ее термоградиент измеряются только термометром типа ТР-7.
Переменное напряжение 12,8 В подается от блока питания каротажной станции. После выпрямления и стабилизации постоянное напряжение подается на ОУ.
Работа устройства для выделения сигнала аномалий температуры основана на принципе компенсации сравнительно медленно изменяющейся температуры по стволу скважины. Для этой цели используется интегрирующая цепочка R6, С1.
С выхода наземной панели электротермометра ТЭГ электрический сигнал, отражающий температуру в скважине, подается на вход аномалии-приставки.
Через резисторы R5 и R6 этот сигнал подается на инвертирующий и неинвертирующий входы операционного усилителя. При медленном изменении сигнала, что соответствует приросту температуры с глубиной, на выходе операционного усилителя сигнал будет отсутствовать. В случае же отклонения температуры от некоторого среднего значения на данной глубине (аномальное изменение температуры) на выходе ОУ появится сигнал, пропорциональный этому изменению, так
Рис. 18. Схема электрическая принципиальная аномалии-приставки к наземной панели электротермометра
как на неинвертирующем входе сигнал ослабится цепью Д6, С2.
Для компенсации постоянной составляющей в ОУ используются резисторы R3 и R11, с помощью которых устанавливается «нуль» каротажного регистратора.
С помощью переменного резистора R10 устанавливается необходимый масштаб регистрации температурной кривой.
При регистрации аномалий температуры скорость спуска скважинного термометра поддерживается постоянной, не превышающей 1500 м/ч.
Проведенные в лабораторных и промысловых условиях испытания электротермометра ТЭГ-Зб с вышеописанной приставкой показали, что информативность зарегистрированных с ее помощью термограмм значительно возрастает.
На рис. 19 показаны одновременно зарегистрированные изменения абсолютных значений температуры 1 и аномалий
Рис. 19. Термограммы, зарегистрированные элект-ротермометром ТЭГ-36 с аномалией-приставкой:
температуры 2, 3 в интервале ствола стендовой скв. 3 Суздальской площади. Кривая 2 аномалий температуры зарегистрирована каналом регистратора, чувствительность которого в 5 раз меньше, чем у зарегистрировавшего кривую 3. Далее незначительным изменениям абсолютных значений температуры 1 (см. масштаб регистрации абсолютных значений температуры) соответствуют достаточно четко отмечаемые на уровне фона аномалии на кривой 3.
Регистрация абсолютных значений температуры обусловливает очень частые сносы температурной кривой на каротажной бумаге с помощью компенсатора напряжения. А это приводит к погрешности в измерении температуры и искажению температурной кривой даже при низкой скорости перемещения электротермометра по стволу скважины, что в свою очередь уменьшает вероятность обнаружения дефектов крепи и увеличивает непроизводительные простои скважины.
Отсюда следует, что применение данной приставки к наземной панели электротермометра позволяет более эффективно контролировать с его помощью качество крепления скважин.
Кроме замеров температуры электротермометрами, в скважинах определяются более точные ее значения на раз-личных глубинах с помощью максимальных термометров [521.
На Украине и в Краснодарском крае были проведены опыты для сравнения точности измерения температур в скважинах электрическим и максимальным термометрами. Измерения проводились электротермометрами типа ЭС-СБ и максимальными термометрами, гильзы которых крепились к каротажному кабелю над электротермометрами. Скорость движения приборов в скважине не превышала 110—150 м/ч.
Было установлено, что разница между показаниями электротермометра и максимального термометра составляет не более 0,7 °С при температурах, меньших или равных 47 °С.
В то же время результаты многолетних геотермических исследований, проведенных лабораторией гидрогеологии и геохимии КФ ВНИИнефть, показывают, что при температурах больше 40 — 50 °С результаты замеров максимальным и электрическим термометрами различаются на большие значения.
В четырех гидрогеологических скважинах Краснодарского края, в которых ранее проводились измерения геотермического градиента электротермометром, были произведены повторные замеры максимальным термометром. Для контроля за точностью измерений в скважину в специальном кожухе опускали два максимальных термометра (рис. 20 и табл. 4).
Время экспозиции в каждой точке составляло 30 — 40 мин.
Результаты замеров двумя максимальными термометрами, помещенными в одну гильзу, всегда отличались лишь на 0,2 — 0,5 °С, поэтому можно считать, что показания максимальных термометров близки к истинным температурам.
В процессе измерения электротермометрами в скважинах с температурой выше 40-50 °С возможно получение заниженных значений температуры, причем погрешность возрастает с ее увеличением (см. рис. 20 и табл. 4).
Это происходит, вероятно, потому, что электротермометры градуируются при сравнительно низких температурах. Из-за нелинейного изменения сопротивления активного плеча электротермометра при нагреве до температур, значительно превышающих температуру равновесия, он дает погрешность, возрастающую с повышением температуры. Возможно также, что тепловая инерция электротермометров превышает паспортные данные и наблюдается “запаздывание» показаний.
Чтобы уменьшить погрешности измерения высоких температур, целесообразно использовать электротермометры с большими значениями температур равновесия и градуировать их в интервале высоких температур (до 100 °С и выше). При
Рис. 20. Термограммы скважин Краснодарского края:
этом необходимо при пробных замерах проверять допустимую скорость движения в скважине &ая каждого типа электротермометра и, при возможности, учитывать рекомендацию М.Ф. Белякова о спаривании электротермометра с максимальным термометром.
Кроме максимальных и электротермометров, ^,ая одновременного измерения температуры и давления в скважинах применяются автономные комплексные глубинные приборы:
Время между замерами максимальным и
+6
-1
+
Время покоя скважины перед первым
2 2 11
8