Tomsk-kuhnja.ru

Кухни Томска
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Добыча нефти и газа

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА И КАМНЯ

Свойства цементного раствора зависят от многих факторов, таких как химико-минеральный состав, качество и количество наполнителей, водоце-ментное отношение, количество и природа химических наполнителей, ре­жим перемешивания, температура, давление и др.

Основные свойства цементного раствора применительно к скважинам следующие: водосодержание, подвижность (растекаемость), плотность, по­казатель фильтрации, динамическое сопротивление сдвигу, структурная вязкость, седиментационная устойчивость, время загустевания, сроки схва­тывания и некоторые другие. К свойствам цементного камня следует отне­сти механическую прочность, проницаемость, объемные изменения, корро­зионную устойчивость в агрессивных средах и модуль упругости.

Свойства цементных растворов и камня могут быть изменены введе­нием наполнителей, активных добавок или обработкой химическими реа­гентами.

Водосодержание. Водосодержание характеризуется водоцементным отношением, т.е. отношением массы воды к массе твердого тампонажного материала. Для стандартных тампонажных портландцементов с удельной поверхностью 2500 — 3500 см2/г водоцементное отношение может колебать­ся в пределах от 0,5 до 0,6.

Растекаемость. Важное свойство цементного раствора — подвижность, которую в начальный момент после затворения определяют с помощью усеченного конуса АзНИИ путем отсчета среднего диаметра расплывшего­ся раствора в двух направлениях (наибольшее и наименьшее).

Плотность. Одна из важных характеристик цементного раствора — плотность. Она зависит от плотности сухих тампонажных материалов и жидкости затворения, а также от водоцементного отношения. Это практи­чески единственный показатель качества раствора, контролируемый в про­цессе его приготовления и транспортирования в скважину.

Для стандартного цементного раствора при В/Ц = 0,5 (в соответствии с требованиями ГОСТ 1581—85) его расчетная плотность составляет 1,81 — 1,85 ã/ñì3.

В промысловых условиях ее чаще всего определяют с помощью арео­метров АГ-1 и АГ-2 в каждой точке затворения независимо от наличия станции контроля цементирования СКЦ, которая обеспечивает автоматиче­скую регистрацию и запись средней плотности закачиваемого в скважину раствора. Непрерывный контроль плотности тампонажного раствора дости­гается применением радиоактивных плотномеров.

Показатель фильтрации. Под воздействием перепада давления в це­ментном растворе происходит процесс водоотделения, который называется фильтрацией. Скорость фильтрации в значительной мере зависит от при­нятого В/Ц: она обратно пропорциональна квадрату удельной поверхности цемента (тонкости помола), количеству наполнителя и вязкости жидкой фазы цементного раствора.

Вследствие высокой фильтрации цементный раствор становится вяз­ким, труднопрокачиваемым, сроки схватывания его ускоряются, в резуль­тате образования толстых цементных корок возможен прихват обсадной колонны во время ее расхаживания.

Фильтрация цементного раствора может быть определена с помощью специального прибора УВЦ, разработанного во ВНИИКАнефтегазе, или прибора ВМ-6, который применяется для измерения фильтрации бурового раствора при давлении 0,1 МПа (в этом случае говорят о предельной фильтрации за определенное время).

Седиментационная устойчивость. Под седиментационной устойчиво­стью подразумевают способность частиц тампонажного раствора оседать в жидкости затворения под действием сил тяжести. Этот параметр зависит

от разности плотностей твердой и жидкой фаз тампонажного раствора, микроструктуры порового пространства, вязкости жидкости затворения.

Вследствие сильно развитой межфазной поверхности тампонажные растворы агрегативно неустойчивы. О характере и степени седиментаци-онных перемещений в основной части столба тампонажного раствора с достаточной точностью можно судить по характеру и степени перемеще­ний верхнего уровня твердой составляющей раствора.

При цементировании обсадных колонн в газовых скважинах и сква­жинах с наличием зон АВПД появляется необходимость нормирования се-диментационной устойчивости тампонажных растворов, для повышения которой может быть рекомендован к использованию весь комплекс меро­приятий по снижению показателя фильтрации цементных растворов.

Загустевание. Спустя некоторое время после затворения и механиче­ского перемешивания начинает проявляться способность цементных рас­творов к структурообразованию, которое выражается последовательно в загустевании и схватывании растворов. Загустевание тампонажных раство­ров оценивают консистометром.

Существенно влияют на загустевание цементных растворов природа цемента, тонкость его помола, В/Ц, температура, давление и некоторые другие факторы.

Увеличить время загустевания тампонажных растворов можно, ис­пользуя замедлители процессов структурообразования, качество и количе­ство которых подбирают с учетом конкретных условий скважин (к числу замедлителей относятся ССБ, КМЦ, гипан НТФ, ОЭДФ, ВКК, хромпик и др.).

Сроки схватывания. Возможность применения тампонажных раство­ров в отечественной практике в большинстве случаев определяется срока­ми схватывания, которые зависят от химикоминерального состава цемента, его удельной поверхности, В/Ц, химических реагентов, вводимых в рас­твор, температуры, давления и других факторов.

При прочих равных условиях с повышением удельной поверхности цемента и уменьшением В/Ц сроки схватывания цементного раствора уменьшаются. На их уменьшение температура влияет более существенно, чем давление, а их совместное воздействие еще эффективнее.

Механическая прочность цементного камня. Прочность тампонажного камня характеризуется временным сопротивлением сжатию, растяжению или изгибу. Изготовленные определенной формы образцы цементного камня испытывают на прочность, причем определяют напряжение, соот­ветствующее разрушению образца.

Читайте так же:
Как установить маяки для цементной стяжки

Механическая прочность цементного камня зависит от многих факто­ров, основными из которых являются химико-минеральный состав цемента, В/Ц, удельная поверхность цемента, наличие наполнителей и химических добавок, условия твердения и др. Существенно влияют на прочность це­ментного камня также температура и давление.

Проницаемость цементного камня. Под проницаемостью цементного камня понимают его способность пропускать через себя жидкости или га­зы при определенном перепаде давления. Для обеспечения надежного раз­деления пластов цементный камень в затрубном пространстве должен иметь минимально возможную проницаемость для пластовых флюидов.

Проницаемость цементного камня изменяется в процессе его тверде­ния и существенно зависит от природы цемента и наполнителей, В/Ц, ус­ловий и времени твердения и т.д.

Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м

Структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низко проницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, из-за того, что значительный объем запасов окажется не вовлеченным в промышленную разработку.
В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудно извлекаемых запасов — переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в при забойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.

Содержание работы

Введение …………………………………………………………………………4
1 Исходные данные ………………………………………………………….….7
1.1 Характеристика проектной скважины …………………………………..…7
1.2 Характеристика геологического разреза скважины ……………………. 11
2 Расчетно-техническая часть работы …………………………………………15
2.1 Обоснования выбора типа промывочной жидкости по интервалам глубин . 15
2.2 Выбор состава бурового раствора по интервалам глубин . 17
2.3 Выбор показателей свойств промывочной жидкости по интервалам глубин . 21
2.4 Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора . 27
3 Специальная часть. ……………………………………………………………32
3.1. Основные факторы, влияющие на повышение продуктивности скважин………………………………………………………………………………. 32
3.2. Опыт бурения скважин в условиях АНПД………………………………37
3.3. Вскрытие пластов в условиях АВПД…………………………………….46
3.4. Проводка условно горизонтальных стволов скважин…………………..49
4 Мероприятия по технике безопасности, противопожарной защите и охране труда. 55
5 Охрана недр и окружающей среды. 59
Вывод……………………………………………………………………………..63
Литература …………………………….………………………………………………64

Файлы: 1 файл

курсач готовый.docx

ΔΡ = (1,5-3,5) МПа -максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.

Величину плотности следует вычислить по обеим приведенным формулам и из двух полученных значений принять меньшее.

Для продуктивных и непродуктивных пластов плотность промывочной жидкости находится по следующей формуле:

где Ка — коэффициент аномальности пластового давления;

а — коэффициент запаса.

При выборе плотности должно быть выполнено условие: Ка<rоп. Поэтому следует проверить, выполняется ли это условие при выбранной плотности бурового раствора.

Выбор реологических свойств бурового раствора

Реологические свойства промывочных жидкостей обычно характеризует значениями пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ.

Реологические свойства зависят, прежде всего, от типа бурового раствора. У растворов, принадлежащих к одному типу, эти свойства определяются составом растворов: содержанием твердой дисперсной фазы, концентрацией органических защитных коллоидов, присутствием электролитов и т.п.

Реологические свойства промывочных жидкостей зависят от концентрации твердой фазы. В свою очередь, содержание твердой фазы непосредственно связано с плотностью бурового раствора. По этой причине принято представлять показатели реологических свойств буровых растворов как функцию их плотности.

Наиболее изученными являются реологические свойства глинистых растворов. Зависимости пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от плотности глинистых растворов приведены на рисунок 1.

Рисунок 1 — Зависимость пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от плотности глинистых растворов

На рисунке 2 приведены зависимости реологических свойств от плотности для безводных растворов на углеводородной основе, на рисунке 3 -аналогичные зависимости для обращенных (инвертных) эмульсионных растворов.

Рисунок 2 — Зависимость реологических свойств от плотности для безводных растворов на углеводородной основе

Рисунок 3 — Зависимости для обращенных (инвертных)

Зная плотность бурового раствора для каждого технологического интервала, находят по графикам значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, соответствующие выбранной плотности.

В настоящее время признается, что увеличение дифференциального давления на забое скважины приводит к ухудшению показателей работы долота. Поэтому с целью повышения технико- экономических показателей бурения стремятся снизить давление промывочной жидкости на забои. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стараются уменьшить гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в затрубном пространстве.

Снижение гидравлических сопротивлений достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока бурового раствора. При бурении неустойчивых пород одним из технологических приемов, уменьшающих осложнения, является снижение эрозионного действия потока бурового раствора на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве. Характер режима течения бурового раствора определяется значением безразмерного критерия Рейнольдса, которое, в свою очередь, является функцией пластической вязкости и динамического напряжения сдвига раствора. Если выбрана скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве, то можно вычислить величину показателей реологических свойств раствора, которые при заданных размерах ствола скважины и бурильной колонны обеспечат ламинарное течение в затрубном пространстве.

Читайте так же:
Можно ли печку замазывать цементом

Выбор величины показателя фильтрации

Значение показателя фильтрации бурового раствора для конкретных интервалов разреза следует определять на основе сравнения поведения стволов скважин, ранее пробуренных на данной площади.

Выбор величины водородного показателя

Величина водородного показателя буровых растворов на водной основе

выбирается в зависимости от вида раствора, вида химических реагентов, используемых для регулирования его свойств.

Содержание песка определяется по процентному содержанию в буровом растворе твердых частиц, поддающихся седиментационнму отделению. Высокое содержание песка в растворе приводит к быстрому износу клапанов, поршней, цилиндров насосов, поэтому содержание песка в растворе должно быть ограничено 1%-2%.

Выбор статического напряжения сдвига

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Исследования ВНИИКРнефти и многолетняя практика бурения показали, что одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должна находиться в пределах θ1=5-15 дПа.

Согласно рекомендациям ВНИИКРнефти значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:

Выбор значения условной и эффективной вязкости

Условная вязкость, как и эффективная вязкость, зависит от внутреннего трения и структурообразования в дисперсной системе.

Эффективную вязкость можно определить по формуле:

Условная вязкость при заданных значениях пластической вязкости и динамического напряжения сдвига рассчитывается по формуле:

2.4 Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора

Геологический разрез Татарстана, в частности С. Альметьевское месторождение, сложен в основном устойчивыми горными породами поэтому, до продуктивного горизонта в качестве буровой жидкости можно применить естественную техническую воду (ЕВС).

Для улучшения качества буровые растворы обрабатывают химреагентами.

По влиянию на структурно-вязкостные свойства и показатель фильтраций все реагенты, добавляемые к буровому раствору можно разделить на три группы:

  1. реагенты – стабилизаторы: к этой группе относятся поверхностно-активные вещества, которые дают с водой гидрофильные коллоидные растворы;
  2. реагенты – структурообразователи: к ним относятся все щелочные электролиты – кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), а также едкий натрий;
  3. реагенты – коагуляторы: к этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.)

В интервале от 50 до 663 м., применяется техническая вода, так как она обуславливает значительное уменьшение гидравлических сопротивлений, что способствует повышению расхода жидкости и улучшению работы бурового оборудования и инструмента.

С глубины 1831 до 1926 м, с целью качественного вскрытия продуктивного горизонта и создания достаточного противодавления на него, а также для предотвращения обваливания неустойчивых пород в качестве буровой жидкости применяем полимер-глинисто меловой раствор, способный образовывать малопроницаемую фильтрационную корку в отложениях коллекторов, удерживать во взвешенном состоянии частицы утяжелителя и выбуренной породы, регулировать структурно-механические и фильтрационные показатели.

При этом добавляют следующие химические реагенты: Бентонит, Карбонатный утяжелитель, бактерицид, КМЦ, Кальцинированная сода.

Бентонит – раствор глинизирует стенки скважины, покрывая их плотной тонкой коркой, препятствующей проникновению в пласты фильтрата. Утяжеленный буровой раствор предупреждает проникновение пластовых вод, а также нефти и газа в скважину, что исключает открытое фонтанирование при бурении. Качественная буровая смесь позволяет избежать возможных неприятных инцидентов при работе и ускоряет процесс бурения.

КМЦ – карбоксилометилцеллюлоза, мелкозернистый или волокнистый материал, белого цвета. Применяется для понижения водоотдачи и структура образования.

Бактерицид — предназначен для предотвращения бактериального разложения органических компонентов буровых растворов на водной основе, таких как полисахариды и биополимеры. Представляет собой прозрачную жидкость желтого цвета с рН=4-7.

Кальцинированная сода (Na2CO3) — представляет собой белый или серый порошок плотностью 2,5 г/см3, трудно растворимый. При малых концентрациях разжижение, а при увеличении концентрации и резкое загущение и в дальнейшем коагуляция глины в растворе.

Карбонатный утяжелитель – предназначен для повышения плотности буровых растворов при бурении, обеспечивает плотность буровых растворов до 1,70 г/см3. Целесообразно использовать при вскрытии продуктивных пластов. Растворимость при кислотной обработке 98%, обладает седиментационной устойчивостью.

Определим необходимую плотность бурового раствора для создания противодавления на продуктивный пласт

где а = 1,05 — 1,1 – коэффициент превышения гидростатического давления в скважине. Применяем=1,1.

Читайте так же:
Источники загрязнения окружающей среды от цемента

Принимаем плотность бурового раствора 1,03 г/см 3 .

Согласно условию безопасного бурения кг с/см 2 , должно быть больше на 10 – 15%. Проверим это условие для нашего случая:

Определяем потребное количество сухой глины, воды, химический реагентов и утяжелителя (мела) для закачивания скважины на глинистом растворе в интервале 1831 – 1926м.

Общий объем буровой жидкости, необходимого для закачивания в скважины

где — объем приемной емкости =80 м 3 ;

— объем желобной системы = 10 м 3 .

Объем бурового раствора, необходимого для механического бурения в заданном интервале

гдеL1 – интервал бурения долотом диаметром 215,9 мм на ПГМР растворе;

n=0,13 м 3 /1 м – норма расхода буровой жидкости на 1 м проходки.

Принимаем для закачивания скважины 1 долбления т.е. расход долот = 1

где — объем кондуктора;

а=1,5 – коэффициент учитывающий запас раствора.

Определяем объем кондуктора

Определяем объем скважине

где K = 1,2 – коэффициент кавернозности

Количество Бентонита для приготовления 1 м 3 глинистого раствора заданной плотности qбет, т/м 3

где ρбент – плотность Бентонита, кг/м 3 ;

ρв – плотность воды, кг/м 3 ;

ρб.р. – плотность исходного глинистого раствора, кг/м 3 ;

m — влажность порошка в долях единицы (10%).

Количество Бентонита для приготовления всего раствора определяется

Gбент= 0,028·236,844=6,635 м 3

Количество воды необходимого для приготовления 1 м 3 глинистого раствора заданной плотности определяется

Количество воды необходимой для приготовления всего глинистого определяется

Системы измерения расширения/усадки и СНС тампонажных цементов на базе ультразвукового анализатора цемента

Обязательным условием качественного цементирования нефтяных и газовых скважин является герметичная изоляция заколонного пространства, при которой проявления пластовых флюидов не возникают на протяжении всего срока эксплуатации скважины. Межпластовые перетоки, затрубные проявления являются результатом негерметичности цементного кольца по различным причинам.

По технологическим условиям цементирования скважин сразу после продавливания тампонажного раствора давление составного столба в заколонном пространстве всегда выше давления пластового флюида. Однако в период ОЗЦ в результате снижения давления в поровом пространстве тампонажного раствора в условиях АВПД возникает градиент давления, действующий по направлению из пласта в скважину. Давление в затрубье снижается благодаря сочетанию процессов структурирования (развития статического напряжения сдвига), водоотдачи, поглощения воды гидратацией и объемной усадки цемента. Возникающий градиент давления и является движущей силой флюидопроявлений.

Для обеспечения герметичности заколонного пространства в зоне контакта цементный камень – обсадная труба и цементный камень – порода должно развиваться определенное давление со стороны камня. Поэтому герметичность скважин в большей степени зависит от объемных изменений цементного камня при его твердении. Этого можно достичь применением тампонажных смесей, способных расширяться в процессе структурообразования (расширяющиеся тампонажные цементы (РТЦ)). При этом величина расширения должна быть больше, чем уменьшение объема системы за счет контракции, и в то же время не должна превышать предельного усилия на смятие или нарушение целостности обсадных колонн.

При разработке и совершенствовании составов расширяющихся тампонажных материалов необходимо учитывать следующее. Если обеспечить расширение смеси в период, когда ее структура еще достаточно пластична, чтобы силы, вызывающие расширение, не привели к образованию трещин, то расширение обусловит уплотнение смеси, уменьшение ее проницаемости и создание напряженного контакта между твердеющей смесью и препятствующими ее расширению колонной и стенками скважины. Напряженный контакт, исключающий зазоры и щели между камнем из расширяющегося цемента и колонной или стенками скважины, должен предотвратить газопроявления и перетоки вод. Если расширение наступает уже в сформировавшейся кристаллизационной структуре (после конца схватывания), то наблюдаются необратимые разрушения цементного камня, при этом величина расширения незначительна, а давление на стенки колонны и скважины велико. В связи с этим, необходимо управлять процессом расширения, кинетика которого должна быть таковой, чтобы основная часть расширения происходила после окончания продавки тампонажного раствора в затрубное пространство. Таким образом, исследование объемных изменений цементных растворов и камня должно позволять определять, в какой период, в какой фазе формирования цементного камня и в каких объемах происходит расширение.

Система Измерения Объемного Расширения Цемента (VCED), производства компании OFI Testing Equipment, Inc., является дополнительным модулем к существующим Ультразвуковым Анализаторам Цемента (UCA) OFITE. Эта Система позволяет непрерывно измерять расширение или усадку образца цемента в условиях высоких температур и давлений. При этом, Система VCED подсоединяется непосредственно к штатной испытательной ячейке Ультразвукового Анализатора Цемента и позволяет измерять расширение/усадку образца цемента одновременно с определением предела прочности при сжатии ультразвуковым методом.

На рис. 1 показана Система измерения объемного расширения цемента (VCED) OFITE (кат. №120-54), подключенная к одноячеечному Ультразвуковому анализатору цемента (UCA) OFITE (кат. №120-50).

Читайте так же:
Как определить вязкость цементного раствора

Рис. 1. Система измерения объемного расширения цемента (VCED) OFITE

Технические характеристики Системы VCED OFITE приведены ниже:

  • Максимальное давление: 15000 PSI (103,4 МПа);
  • Максимальная температура: 400°F (204,4°C);
  • Объем образца: 190 мл;
  • Диапазон измерений изменения объема образца цемента: ±15% (±30 мл);
  • Система Сбора Данных (DAS) отображает результаты испытания на мониторе в реальном времени;
  • Образец цемента на протяжении всего испытания находится в контакте со средой создания давления – водой.

Одним из ключевых элементов Системы VCED является Прецизионный шприцевой насос высокого давления. Насос осуществляет следующие основные функции:

  • Создает и точно поддерживает давление в испытательной ячейке;
  • Непосредственно отслеживает изменение объема образца в ячейке, которое специализированное программное обеспечение пересчитывает в % изменения объема.

Технические характеристики Прецизионного шприцевого насоса высокого давления:

  • Двунаправленная система;
  • Управление с персонального компьютера;
  • Точность измерения: до 0,01 мл;
  • Рабочий объём: 60 мл;
  • Максимальное давление: 15000 PSI (103,4 МПа);
  • Точность поддержания давления: ±25 PSI (0,17МПа).

Для защиты насоса от загрязнений и попадания цемента в рабочую область VCED оборудована системой фильтров низкого и высокого давления, а также предохранительным клапаном, который срабатывает в случае превышения максимально допустимого давления.

В процессе испытания в главном рабочем окне программы Системы Сбора Данных VCED OFITE в графическом виде в зависимости от времени отображаются следующие параметры: температура ( 0 F / 0 C), время прохождения ультразвукового сигнала (μsec/in), значение предела прочности при сжатии (PSI / kPa), акустическое полное сопротивление (MRayl), объем (mL) и изменение объема (%). В поле над графиком отображаются текущие значения каждого из измеряемых параметров, а также время, прошедшее с начала испытания.

В программном обеспечении предусмотрена специальная функция, которая позволяет исключить увеличение объема образца цементного раствора, происходящее при его нагреве за счет теплового расширения, из конечных результатов испытания.

Рис. 2. Результаты испытания цементного раствора, приготовленного из цемента класса Н, без добавок

На рис.2 представлен отчет об испытании образца цементного раствора, приготовленного из цемента класса Н без добавок, проведенном с использованием Системы измерения объемного расширения цемента (VCED) OFITE (кат. №120-54). Как видно из графика, в течение первого часа испытания объем образца увеличивается (светло-зеленая кривая) за счет теплового расширения при разогреве (рост температуры – красная кривая). При выходе на режимную температуру происходит стабилизация объема образца. В процессе дальнейшего твердения цемента наблюдается уменьшение его объема. По истечении определенного времени, необходимого для стабилизации объема образца при заданной температуре, программное обеспечение начинает рассчитывать изменение объема (Delta Volume, %) и отображать его на графике (фиолетовая кривая). Для исследуемого образца цемента регистрируемое во времени изменение объема – отрицательное, т.е. происходит его усадка.

После закачки цементного раствора и его размещения в затрубном пространстве начинается структурирование раствора. В процессе структурирования цементного раствора и развития статического напряжения сдвига (СНС) происходит снижение гидростатического давления столба цемента и, как следствие, возникает опасность проникновения пластовых флюидов в зацементированное кольцевое затрубное пространство. Таким образом, задача определения СНС в течение переходного периода при схватывании цемента, т.е. при переходе цементного раствора из жидкого состояния, определяющего пластовое давление, в непроницаемое твердое состояние, когда столб цемента теряет способность передавать давление на пласт, представляется весьма актуальной.

Система Измерения СНС (SGSM), производства компании OFI Testing Equipment, Inc., также является дополнительным модулем ко всем имеющимся Ультразвуковым Анализаторам Цемента (UCA) OFITE. Эта Система предназначена для измерения развития СНС образца цемента во времени в условиях высоких температур и давлений.

На рис. 3 показана Система Измерения СНС (SGSM) OFITE (кат. №120-53), подключенная к Сдвоенному ультразвуковому анализатору цемента (UCA) OFITE (кат. №120-51).

Рис. 3. Система Измерения СНС (SGSM) OFITE

Принцип действия Системы SGSM основан на прямом измерении величин развивающегося СНС. Система подсоединяется непосредственно к штатной испытательной ячейке Ультразвукового Анализатора Цемента. Ротор автоматически кондиционирует цементный раствор внутри ячейки. На протяжении всего испытания ротор периодически вращается, измеряется сопротивление, а специализированное программное обеспечение Системы Сбора Данных рассчитывает значения СНС.

При подключении Системы Измерения СНС (SGSM) к Ультразвуковому анализатору цемента с двумя ячейками OFITE (кат.№120-52), либо к Сдвоенному ультразвуковому анализатору цемента OFITE (кат.№120-51), вторая ячейка может быть использована для одновременного проведения стандартного испытания по определению предела прочности при сжатии ультразвуковым методом на цементном растворе того же замеса. При этом, специализированное программное обеспечение Системы Сбора Данных рассчитывает и отображает результаты обоих испытаний, т.е. зависимость СНС и предела прочности при сжатии от времени, на одном графике.

Читайте так же:
Класс цемента для бетона b15

Измерительный комплекс, состоящий из Ультразвукового анализатора цемента с двумя ячейками OFITE (кат. №120-52), либо Сдвоенного ультразвукового анализатора цемента OFITE (кат. №120-51), а также Системы Измерения СНС (SGSM) OFITE (кат. №120-53) и Системы измерения объемного расширения цемента (VCED) OFITE (кат. №120-54) позволяет получать более полную информацию о характеристиках старения цементного раствора – камня в условиях высоких температур и давлений.

Этот комплекс дает возможность одновременно определять:

  • предел прочности при сжатии и динамику набора прочности тампонажным цементом ультразвуковым методом,
  • расширение, либо усадку образца цемента, и отслеживать этот процесс во времени,
  • развитие СНС образца цемента во времени.

Статья была опубликованя в журнале «Бурение и нефть», № 1, 2010.

Новости

Полностью обновленный анализатор кинематической вязкости S-flow IV+ от компании Omnitek

Полностью обновленный анализатор кинематической вязкости S-flow IV+ от компании Omnitek

Лабораторные и пилотные ректификационные установки

Компания Pilodist предлагает серию лабораторных установок периодического действия и пилотных установок периодического и непрерывного действия для проведения ректификации.

Fann | Оборудование для тестирования растворов при моделировании скважинных условий

Компания Fann одной из первых создала полный комплекс необходимого оборудования для тестирования цементных и тампонажных растворов в лабораториях при моделировании скважинных условий.
В настоящее время Fann Instrument Com­pany является одним из мировых лидеров по производству данного лабораторного оборудования.

Статическое напряжение сдвига (СНС). В настоящее время, согласно рекомендации ANSI/API 10B-6 (ISO 10426—6: 2008), можно использовать приборы, позволяющие определять СНС с помощью постоянного или импульсного вращения.

Ультразвуковой метод исключен из рекомендуемых API.

СНС является важным параметром для разработки подходящей рецептуры тампонажного раствора для цементирования скважины в сложных условиях. К таким условиях (при возможном обводнении скважины на ранних стадиях эксплуатации; при установке цементного моста; при сложных режимах цементирования, когда необходимо поддерживать определенный режим течения кольцевого потока; и т. д.).

В данный момент только компания Fann выпускает анализаторы цемента, позволяющие определять СНС с помощью вращения при очень малых скоростях. Таким прибором является многозадачная система анализа цементных растворов (MACS II, рис. 1). Это устройство, выполняющее функцию атмо­сферного консистометра, а также консистометра высокого давления, позволяет анализировать время затвердевания и СНС цемент­ного раствора (нулевое время загелевания).

31.jpg

Рис. 1. Многозадачная сис­тема анализа цементных растворов (MACS II)

Время загустевания. Одним из основных исследуемых и моделируемых параметров тампонажного раствора является время загустевания, которое определяется в лаборатории для конкретного цемента. Оно равно времени пребывания раствора в подвижном состоянии и служит критерием сравнения различных цементов, определяя срок прокачиваемости раствора.

Для определения времени загустевания компания Fann разработала консистометр HPHT, модель M290 (рис. 2). Этот прибор, способный работать при высоких давлении (до 207 МПа) и температуре (до 204 о С), используется для измерения времени загустевания цементных смесей при заданных забойных условиях. Главной задачей является определение максимально допустимого времени закачивания цементного раствора, прежде чем он достигает консистенции, при которой дальнейшая закачка уже невозможна (период затвердевания).

32.jpg

Рис. 2. Консистометр НРНТ

Прочностные свойства цемента. Используется неразрушающий метод исследования образцов. Ультразвуковой анализатор цемента UCA, модель 304 (рис. 3) обеспечивает неразрушающий метод определения развития относительной прочности в образце цемента при забойных температуре и давлении.

33.jpg

Рис. 3. Ультразвуковой анализатор цемента UCA, модель 304

Ультразвуковое тестирование прочности цемента на сжатие подразумевает замер времени, необходимого для прохождения ультразвуковой волны через образец цемента; в зависимости от его прочности время прохождения получается различным. Таким образом, получаемое время пробега волны помогает понять вероятностное поведение цементного камня в скважине.

Фильтрация тампонажных растворов. Тест на водоотдачу определяет относительную эффективность цементных смесей удерживать свою водную фазу. Недостаточный контроль за водоотдачей может привести к дегидратации цементных растворов и закупориванию затрубного пространства, что препятствует полноценной закачке цемента в необходимые зоны, при этом избыток раствора останется в обсадной колонне.

Компания Fann в соответствии со спецификацией API Recommended Practice 10B разработала приборы для определения водоотдачи тампонажных растворов как в статических, так и в динамических условиях, с использованием вращающихся лопаток (рис. 4). Все приборы позволяют моделировать условия, близкие к забойным, т. е. тестирование при температуре до 204 о С и с перепадом давления до 13,8 МПа.

34.jpg

Рис. 4. Тестер для определения водоотдачи в динамических условиях

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector