Новости
09.05.2023
с Днём Победы!
07.03.2023
Поздравляем с Международным женским днем!
23.02.2023
Поздравляем с Днем защитника Отечества!
Оплата онлайн
При оплате онлайн будет
удержана комиссия 3,5-5,5%








Способ оплаты:

С банковской карты (3,5%)
Сбербанк онлайн (3,5%)
Со счета в Яндекс.Деньгах (5,5%)
Наличными через терминал (3,5%)

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОСТОЙКИХ ЦЕМЕНТОВ ПРИ ИХ ПРИМЕНЕНИИ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН НА ВЫСОКОВЯЗКУЮ НЕФТЬ

Авторы:
Город:
Казань
ВУЗ:
Дата:
31 мая 2019г.

Цель     работы:    повышение     термостойкости     пласта    путем     совершенствования    технологии строительства скважин при тепловом освоении битумных месторождений.

Основные задачи исследования:

1.         Выбор наиболее рационального термостойкого цемента на основе анализа современных методов строительства и освоения скважин на битумных месторождениях.

2. Лабораторные исследования по определению прочности свойств термостойких цементов.

3. Выбор рецептуры цементного раствора для крепления скважин в битуминозных породах.

Методика исследований включает в себя комплекс теоретических и экспериментальных исследований с использованием как стандартных, так и специально созданных методик.

Практическая ценность Возможность использования результатов исследований при совершенствовании технологии строительства скважин для освоения битумных месторождений.

Анализ технологии строительства скважин для добычи ПБ с использованием термического воздействия на продуктивные пласты показал:

-     крепь скважины, предназначенная для термического воздействия на продуктивные пласты, изучена недостаточно полно и отсюда многообразие, предлагаемых в различных источниках технических и технологических решений по повышению надежности крепи;

-    бурение скважин с горизонтальным окончанием ствола на мелкозалегающих месторождениях, предусматривающих добычу с термическим воздействием на продуктивный пласт, является нововведением и возникает ряд вопросов, требующих специального изучения и нахождения надежных практических решений;

-     необходимо дополнительное изучение прочности и герметичности крепи паронагнетательных скважин, а также создание новых технических и технологических решений по строительству скважин с горизонтальным окончанием ствола на мелкозалегающих месторождениях.

Не маловажную роль выдвигают требования к тампонажному раствору и камню: тампонажный раствор должен интенсивно твердеть в условиях низких положительных температур (+8°С), а образующийся при этом цементный камень – обеспечивать надёжное разобщение пластов и выдерживать большие знакопеременные нагрузки, обусловленные тепловым расширением обсадных труб при нагреве паром до +200-250°С.

Цементный камень снижает свою прочность с ростом температуры, особенно если в термостойкую цементную смесь попадают глинистые частицы или повышено водосодержание в смеси. Однако сама по себе высокая температура не так опасна для крепи паронагнетательной скважины, как перепад температуры в радиальном и осевом направлениях.

Появление трещин в цементном камне нарушает изоляцию в затрубном пространстве, что приводит к теплопотерям при закачке пара в пласт. Для цементирования паронагнетательных скважин применяются высокопрочные термостойкие составы. Однако эти составы не эффективны, если скорость набора перепада температур не ограничен. Поэтому прогрев скважины должен вестись постепенно, с увеличением температуры пара на 5°С за один час. Прочность крепи паронагнетательной скважины главным образом зависит от качества цементирования.

Практика крепление скважин с высокими температурами показывает, что в результате колебания температур в скважинах, обсаженных колоннами, последние в значительной степени деформируются, увеличиваясь или уменьшаясь в длине, что замечено на многих скважинах. Отмечено также, что в результате возникающих напряжений в колоннах вследствие разности температур происходили их разрушения. Указанные осложнения характерны для случаев, когда скважина находится в ожидании затвердевания цементного раствора (ОЗЦ), освоения, и наконец, эксплуатации, т.е. когда наиболее резки градиенты температур. Работы, проведённые Краснодарским филиалом ВНИИнефть, показывают зависимость дополнительных осевых термических напряжений в колоннах обсадных труб, возникающих при эксплуатации скважин, от высоты подъёма цементного раствора за колоннами.

Существующие методы оценки дают возможность качественно оценить различные варианты состояния цементного камня. Аналитический метод предполагает некоторую идеализацию геометрии составной крепи, теплофизических свойств элементов крепи и не учитывает возможные изменения свойств элементов от нагрева.

На начальном этапе ОПР, до строительства скважин нами проведены лабораторные испытания термостойких цементов на предмет термостойкости в процессе нагрева крепи при закачке теплоносителя в пласт, а также изменение герметичности затрубного пространства во времени по мере воздействия на крепь термоциклической нагрузки для условий Самарской области.

Исследования проводили с применением двух видов термостойких цементов № 1 и № 2 (см. таб. 1, 2, 3, 4) по следующей схеме: Сначала для каждой тампонажной смеси опытным путём подбирали водосмесевое отношение. Затем раствором заданной консистенции заполнили формы размером 20х20х100 мм (по 12 форм на одну смесь) и в течение двух суток хранили в водяной бане при температуре 20-22°С и атмосферном давлении.

После 48 часового хранения треть образцов цементного камня испытали на механическую прочность и проницаемость, а полученные величины приняли за исходные показатели, по которым вели сравнение остальных образцов. Другую треть образцов цементного камня извлекли из форм и поместили в автоклав с водой, где образцы хранили в течение месяца при температуре 250°С и давлении 25 МПа. Оставшаяся часть образцов находилась в водяной бане при температуре 20-22°С и атмосферном давлении.

Таблица 1. Результаты проверки прочности образцов облегченного цемента № 1 после выдержки в

автоклаве в течение 5 циклов, в соответствии с согласованной и утвержденной методикой.

 

 

№ образца

На изгиб

На сжатие

 

Нагрузка, кН

Предел прочности,

МПа

 

Нагрузка, кН

Предел прочности,

МПа

1

0,232

3,5

6,691

13,4

2

0,236

3,5

7,284

14,6

3

0,240

3,6

7,729

14,6

Средний предел прочности на изгиб 3,5 МПа.

Средний предел прочности на сжатие 14,2 МПа. В/Ц = 0,58; плотность - 1440 кг/м3

Таблица 2. Результаты проверки прочности образцов облегченного цемента № 1, выдержанных при комнатной температуре в возрасте 48 часов

 

№ образца

На изгиб

На сжатие

 

Нагрузка, кН

Предел прочности,

МПа

 

Нагрузка, кН

Предел

прочности, МПа

 

1

 

-

 

-

3,158

6,3

2,903

5,8

 

2

 

0,141

 

2,1

2,987

6,0

2,830

5,7

Средний предел прочности на изгиб 2,1 МПа.

Средний предел прочности на сжатие 6,0 МПа. В/Ц = 0,58; плотность - 1440 кг/м3

 

Таблица 3 Результаты проверки прочности образцов облегченного цемента № 2 после выдержки в автоклаве в течение 5 циклов, в соответствии с согласованной и утвержденной методикой.

 

№ образца

На изгиб

На сжатие

 

Нагрузка, кН

Предел прочности,

МПа

 

Нагрузка, кН

Предел

прочности, МПа

 

1

 

0,182

 

2,7

3,662

7,3

3,153

6,3

2

0,190

2,9

2,750

5,5

 

3

 

0,172

 

2,6

2,577

5,2

2,929

5,9

Средний предел прочности на изгиб 2,7 МПа.

Средний предел прочности на сжатие 6,0 МПа В/Ц = 0,83; плотность – 1400кг/м3

 

Таблица 4 Результаты проверки прочности    образцов облегченного цемента № 2, выдержанных при комнатной температуре в возрасте 48 часов.

 

№ образца

На изгиб

На сжатие

 

Нагрузка, кН

Предел прочности,

МПа

 

Нагрузка, кН

Предел

прочности, МПа

 

1

 

0,098

 

1,5

1,926

3,9

2,110

4,2

 

2

 

0,102

 

1,5

2,047

4,1

2,017

4,0

Средний предел прочности на изгиб 1,5 МПа.

Средний предел прочности на сжатие 4,1 МПа



При нагнетании теплоносителя в пласт крепь паронагнетательных скважин испытывает большую тепловую нагрузку. Цементный камень снижает свою прочность с ростом температуры, особенно если в термостойкую цементную смесь попадают глинистые частицы или повышено водосодержание в смеси. Прочность крепи паронагнетательной скважины главным образом зависит от качества цементирования.

 

Список литературы

 

1.   Киекбаев А.А., Гилаев Г.Г., Храмцов А.А., Семин А.В. «Особенности технологии строительства паронагнетательных скважин для эксплуатации залежей природных битумов в Самарской области»

// Территория нефтегаз. Москва: - 2018. - № 6. С 14 – 26.

2.    Киекбаев А.А. Техногенная нагрузка на геологическую среду в районах нефтегазодобычи // Проблемы региональной экологии. Москва: – 2010. - № 2. C 34 – 40.

3.        Киекбаев А.А. Обоснование   применение   тампонажных   материалов   для    крепления паронагнетательных скважин при разработке месторождений природного битума в Самарской области//Актуальные вопросы в науке и практике. Вестник Науки // Сборник статей по материалам VIII международной научно-практической конференции (15 мая 2018 г., г. Самара). В 3 ч.Ч.1 / – Уфа: Изд. Дендра, 2018. – С. 90-94