WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

Анализ результатов исследований при воздействии на двухколонную крепь скважины локальной осесимметричной нагрузки свидетельствует, что с увеличением коэффициента сцепления цемента с обсадными трубами и его модуля упругости, прогиб крепи и касательные напряжения уменьшаются. При частичном нарушении сцепления цемента с обсадной трубой величина прогиба крепи увеличивается примерно в 2 раза, а нормальные напряжения в цементном кольце увеличиваются в 3,5 раза, что может привести к его разрушению. При этом напряжения во внешней обсадной трубе увеличиваются более чем на 10 %. Поэтому для повышения долговечности крепи скважин в криолитозоне следует применять тампонажные материалы, имеющие высокий модуль упругости, образующие прочное сцепление с обсадными трубами.

Шестой раздел работы посвящен разработке мероприятий по повышению долговечности крепи скважин в криолитозоне.

На основании априорного анализа и проведенных экспериментальных исследований обобщены и дополнены требования к свойствам тампонажного материала предназначенного для условий крепления обсадных колонн в криолитозоне (таблица 2).

Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена целесообразность и эффективность применения безгипсового тампонажного цемента ЦНУБ для цементирования обсадных колонн в криолитозоне.

Показано, что тампонажный материал ЦНУБ характеризуется оптимальными сроками схватывания при положительных и отрицательных температурах, низким водоотделением, высокой седиментационной устойчивостью, быстрым набором прочности, морозостойкостью и хорошим сцеплением цементного камня с обсадными трубами.

По сравнению с применяемыми для цементирования скважин в Таблица 2 - Основные требования к свойствам тампонажного раствора (камня), предназначенного для цементирования скважин в криолитозоне Ед. Нормируемый показатель Наименование показателей изм. тампонажного материала нормальной облегченный плотности Коэффициент водоотделения, не более % 2,0 2,Растекаемость тампонажного раствора, не более м 0,22 0,не менее 0,16 0,Сроки схватывания при температуре 0±5 0С:

ч-мин 2-00 2-начало не ранее 10-00 10-конец не позднее Предел прочности при изгибе по истечении ОЗЦ тампонажного раствора, не менее МПа 1,5 0,Модуль упругости тампонажного камня после 7 суток твердения при температуре 0±5 0С, МПа 1000 не менее Усадка тампонажного камня % 0 Морозостойкость тампонажного камня сохранение прочности Водостойкость тампонажного камня сохранение прочности криолитозоне тампонажными материалами нормальной плотности, камень, сформированный из ЦНУБ, имеет более высокие показатели модуля упругости (рисунок 6).

В соавторстве разработан состав облегченного тампонажного раствора на основе ЦНУБ (пат. № 2241095 РФ). В качестве облегчающей добавки вводится от 10 % до 20 % цеолита. При этом достигается получение растворов 2,2,1,1,1,1,1,0,0 7 14 21 28 35 42 49 56 63 70 77 Время, сут Рисунок 6 - Изменение во времени модуля упругости цемента (температура испытания – 2 0С):

1 – ЦНУБ; 2 – ПЦТ + 5 % СaCl2; 3 – ЦТН плотностью от 1520 до 1600 кг/м3 с водотвердым отношением 0,50-0,65.

Для ускорения сроков схватывания в условиях отрицательных температур вводится добавка Na2CO3 в количестве от 3,7 до 5,0 %. Основные свойства безгипсового цементно-цеолитового материала приведены в таблице 3.

Исследованиями установлено, что сформированный на его основе камень является морозостойким и безусадочным, имеет более высокий модуль упругости по сравнению с применяемыми на месторождениях Крайнего Севера облегченными тампонажными композициями (рисунок 7).

Экспериментально определено влияние способа приготовления облегченного цементно – цеолитового тампонажного раствора на его седиментационную устойчивость. В результате исследований рекомендован комбинированный способ приготовления указанного тампонажного раствора, E ц, МПа Таблица 3 - Основные свойства безгипсового цементно-цеолитового тампонажного раствора (камня), твердеющего при температуре окружающей среды минус 2 0С Состав Сроки Прочность Водоотделение, тампонажного раствора Плотность, Растекаемость, схватывания, на изгиб, % кг/м3 м ч-мин МПа ЦНУБ, цеолит, В/Т начало конец (2 сут) % % 90 10 0,50 1660 0,185 7-15 10-00 0,95 1,85 15 0.50 1640 0,185 6-50 9-35 0,97 0,85 15 0,55 1620 0,20 7-20 9-50 0,85 1,80 20 0,50 1610 0,180 6-45 10-00 0,92 0,80 20 0,60 1510 0,215 7-40 10-30 0,90 0,80 20 0,65 1480 0,220 8-10 10-55 0.90 1,1,1,1,1,0,0,0,0,0 20406080 Время, сут Рисунок 7- Изменение во времени модуля упругости цементного камня (температура испытаний минус 2 0С):

1- ЦНУБ+10 % цеолита; 2- ПЦТ+10 % микросфер;

3-ПЦТ+14 % бентонита в соответствии с которым осуществляется смешивание раствора ЦНУБ с цеолитовой суспензией.

Применение седиментационноустойчивых, безусадочных при твердении тампонажных растворов является одним из условий предотвращения смятия обсадных колонн при обратном промерзании скважин.

В соавторстве разработан облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин (пат. 2204690 РФ), имеющий эффект расширения на ранней стадии твердения. Его состав включает: тампонажный портландцемент ПЦТ I-50; облегчающую добавку–мелкодисперсные алюмосиликатные микросферы (АСПМ) в количестве 10-15 % при В/Т=0,6-0,7, ц E 10, МПа эффективность применения которых подтверждена экспериментальными и промысловыми исследованиями на месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири; расширяющий компонент– молотая известь (8 – 15 %); ускоритель схватывания - 4 % раствор хлорида кальция, широко используемый при цементировании низкотемпературных скважин.

АСПМ являются продуктом сепарации зол ТЭЦ, истинная плотность которых составляет 300 кг/м3. Их примерный минералогический компонентный состав представлен преимущественно SiO2 – 54,4 %, Al2O3 – 25,1 %, Fe2O3 – 5,8 %, K2O – 5,4 %, CaO – 1,7 %, MgO – 1,41 %, Na2O – 1,07 %.

Известь не дефицитна, является продуктом обжига карбонатных горных пород и содержит: Ca(OH)2 – не менее 80 %, MgO – не более 5 %, погасившиесязерна – не более 15 %. В молотом виде она представляет собой порошок белого цвета плотностью 2300–2900 кг/м3. Эффект расширения основывается на химическом взаимодействии активного оксида кальция с жидкостью затворения с образованием гидроксида кальция, имеющего больший по сравнению с исходными соединениями объем. Данный процесс протекает на ранних стадиях твердения и поэтому способствует расширению формирующегося тампонажного камня без деструктивных изменений.

Основные физико-механические свойства предлагаемого тампонажного материала приведены в таблице 4.

Дополнительными исследованиями установлено следующее:

водоотделение тампонажного раствора не превышает 2 %, а сформированный из него камень морозостоек, модуль упругости которого через 7 суток твердения при температуре минус 2 0С превышает 4100 МПа.

Условия цементирования наклонно направленных скважин многих месторождений Крайнего Севера характеризуются наличием в их геологическом разрезе мерзлых горных пород и пластов с низкими градиентами гидроразрыва. Это обусловливает необходимость применения тампонажных растворов пониженной плотности с высокой седиментационной устойчивость.

Таблица 4 –Свойства тампонажного облегченного раствора (камня) с добавками извести Свойства тампонажного раствора и камня плот- растека- сроки прочность расширение Состав тампонажного раствора ность, емость, схватывания, цементного цементного кг/м3 м ч-мин камня, МПа камня, % через через ПЦТ, АСПМ, известь, В\Т начало конец 2 7 14 3 7 % % % (4 % СаСl2) сут сут сут сут сут сут при температуре окружающей среды 20 0С 82 10 8 0,6 1540 0,22 4-15 5-50 3,2 4,4 4,8 0,20 0,25 0,76 10 15 0,6 1500 0,21 3-35 4-40 2,6 3,9 4,4 0,26 0,35 0,77 15 8 0,7 1420 0,23 4-05 5-50 2,4 3,2 3,8 0,18 0,25 0,71 15 15 0,7 1410 0,23 4-10 5-10 1,8 2,2 2,8 0,24 0,30 0,при температуре окружающей среды минус 2 0С 82 10 8 0,6 1540 0,22 5-45 7-10 1,3 2,8 3,2 0,11 0,14 0,76 10 15 0,6 1500 0,21 6-30 7-20 1,6 2,5 3,0 0,14 0,16 0,77 15 8 0,7 1420 0,23 6-15 7-40 1,3 2,1 2,5 0,11 0,14 0,71 15 15 0,7 1410 0,23 6-40 7-45 1,2 2,2 2,8 0,13 0,15 0,Одним из наиболее перспективных путей повышения стабильности тампонажных растворов является введение в жидкость затворения ПАВ.

В результате его адсорбирования на частицах твердой фазы происходит модифицирование ее поверхности и усиление заряда, а между соседними частицами возникают силы электростатического взаимодействия, которые способствуют структурированию системы и как следствие – обеспечивают удержание твердой фазы тампонажного раствора во взвешенном состоянии.

Совместно с В.П. Овчинниковым и В.К. Смысловым разработан на основе портландцемента состав облегченного цементно-цеолитового тампонажного раствора с повышенной седиментационной устойчивостью. В качестве облегчающей добавки вводится от 15 до 20 % цеолита, а в качестве стабилизатора– превоцелл (0,3-0,5) % концентрации при В/Т = 0,55–1,0. В результате получается тампонажный раствор плотностью от 1700 до кг/м3, с показателем водоотделения от 1,2 до 0,3 %.

Основные свойства раствора и формирующегося при температуре 20 0С камня приведены в таблице 5.

На основании комплекса проведенных исследований разработана, совместно с В.И. Кучерюком методика оптимизации параметров крепи скважин в криолитозоне, которая заключается в следующем. Вначале рассчитывается согласно действующим нормативным документом конструкция скважины и производится расчет каждой обсадной колонны на прочность. В результате определяется: необходимое количество обсадных колонн в крепи, перекрывающей криолитозону; геометрические и прочностные характеристики обсадных труб. Затем оценивается величина давления на крепь скважины, возникающего при обратном промерзании горных пород, рассчитывается и анализируется ее напряженно-деформированное состояние. В случае появления в каком-либо из слоев крепи пластических деформаций производится ее оптимизация.

Таблица 5 –Свойства цементно-цеолитового тамнонажного раствора (камня) с добавками превоцелла Состав сухой смеси, % Концентрация В/Т Результаты эксперимента превоцелла, % портланд- цеолит плотность, водоот- прочность на сроки схватывания, цемент кг/м3 деление, изгиб, МПа ч-мин % (через 48 ч) начало конец 85 15 0,3 0,60 1700 0,5 1,54 7-10 8-85 15 0,4 0,60 1700 0,4 1,55 7-20 8-85 15 0,5 0,60 1700 0,4 1,54 7- 25 8-85 15 0,3 1,0 1520 5,0 1,27 7-40 9-85 15 0,4 1,0 1520 4,7 1,27 7-55 9-85 15 0,5 1,0 1520 4,3 1,25 7-55 9-80 20 0,3 0,55 1700 0,4 1,36 7-05 8-80 20 0,4 0,55 1700 0.3 1,36 7-15 8-80 20 0,5 0,55 1700 0,3 1,35 7-15 8-80 20 0,3 0,90 1520 2,0 1,23 7-45 9-80 20 0,4 0,90 1520 1,8 1,25 7-50 9-80 20 0,5 0,90 1520 1,9 1,25 8-05 9-Задача оптимизации рассматривается как многопараметрическая в детерминированной постановке.

В качестве целевой функции F(x) выбрана стоимость рассматриваемой крепи скважины. Управляемыми параметрами (х) функции оптимизации являются физико-механические характеристики материалов и геометрические размеры слоев составной крепи. Критерием оптимальности крепи скважины принято условие F(x) min.

Управляемыми параметрами функции оптимизации являются физикомеханические характеристики материалов и геометрические размеры слоев составной крепи. Ограничения для множества целевой функции состоят из основных и дополнительных. Основные ограничения заключаются в обеспечении прочности обсадных труб и цементных колец при расчете по их предельному состоянию.

К дополнительным ограничениям относятся технологические требования (количество обсадных колонн в крепи, тип и размер обсадных труб, физикомеханические свойства цемента), транспортные требования (вид транспорта, грузоподъемность), время счета задачи на ЭВМ и др.

В качестве математического аппарата принят итерационный метод с последующей реализацией на ЭВМ. Алгоритм оптимизации параметров крепи в криолитозоне представлен в виде блок-схемы на рисунке 8.

В седьмом разделе приведены результаты опытно-промышленного внедрения разработанных рекомендаций по повышению долговечности крепи скважин в криолитозоне. По заданию ПО «Арктикморнефтегазразведка» совместно разработана на Стерлитамакском ПО «Сода» технология промышленного изготовления безгипсового тампонажного материала нормальной и пониженной плотности (рисунок 9).

Его изготовление осуществляется в два этапа. На первом этапе производился обжиг твердого остатка при температуре 950-1100 С, на втором– совместный помол сырьевых компонентов во вращающихся печах.

Ввод данных Расчет конструкции скважины Расчет обсадных колонн на прочность Расчет давления обратного промерзания Расчет напряженнодеформированного состояния крепи скважины не обеспечивается Проверка прочности крепи нет Оптимизировать да Выбор параметра оптимизации обеспечивается Определение слоев крепи, в которых расчетное напряжение больше предельного Выбор прочностных характеристик обсадных труб, цемента Перерасчет напряжений Проверка прочности крепи обеспечивается не обеспечивается Конец расчета Рисунок 8 – Блок - схема оптимизации крепи скважин в криолитозоне Клинкер Облегчающая ОТОС портландцемента добавка (цеолит) Расходный Расходный Складирование бункер бункер Дозирование Обжиг Дозирование (весовой дозатор) (вращающаяся печь) (весовой дозатор) Расходный бункер Дозирование (весовой дозатор) Помол (шаровые мельницы) Пневмотранспорт Упаковочная Склад Силосы машина Железнодорожный транспорт (автотранспорт) Рисунок 9 – Принципиальная схема производства безгипсовых тампонажных цементов Таким образом, произведен выпуск трех опытно-промышленных партий безгипсового цемента нормальной плотности суммарной массой 620 тонн и одной партии – пониженной плотности в количестве 60 тонн, которые были использованы при цементировании обсадных колонн скважин в ПО «Арктикморнефтегазразведка» и ПГО «Енисейнефтегазгеология».

В результате отмечено повышение качества крепления обсадных колонн в интервале залегания мерзлых горных пород. Доля интервалов с категорией сцепления цементного камня с обсадной колонной «хорошее» возросла до (55-60) % по сравнению с (10-16) % в скважинах, зацементированных обычным портландцементом. Смятий обсадных колонн в криолитозоне нет.

С целью повышения качества цементирования обсадных колонн наклонно направленных скважин, на месторождениях расположенных в южной криолитозоне Западной Сибири, в Сургутском УБР-1 был применен цементноцеолитовый раствор с добавками превоцелла. Этим раствором были зацементированы 6 эксплуатационных колонн в скважинах №№ 446/С- Русскинского, 339/21 Русскинского, 2138/206 и 2139/206 С-Сургутского, 267/47 Дунаевского, 7320/330 Федоровского месторождений.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»