Методика расчета параметров пенных газожидкостных смесей, используемых в технологических операциях при бурении и тампонировании горизон

       (3)

где: S - площадь кольцевого зазора между эксплуатационной трубой и НКТ;

- площадь канала насосно-компрессорных труб.

Выполненные расчеты при различных значениях пластового давления позволили построить графики зависимости объема ПГЖС ( ) от величины плотности легкой жидкости (ПГЖС), которые приведены на рис. 4.

Рис. 4. Зависимость объема легкой жидкости (

) от ее плотности ( ) при различных значениях пластового давления.

Из графиков, приведенных на рис. 4 видно, что увеличение плотности легкой жидкости, необходимо согласовывать с объемом эксплуатационной колонны для исключения выброса флюидов из скважины.

Важным технологическим параметром, обеспечивающим успешную реализацию режима депрессии при вызове притока флюидов из пласта является плотность ПГЖС ( ). Для указанных выше условий были проведены преобразования и получена формула для расчета проектного значения плотности этой ПГЖС при вызове притока на депрессии в виде.

            (4)

Для заданных значений пластового давления и глубины скважины Н=2000 м. рассчитаны по формуле (4) значения плотности ПГЖС, обеспечивающие вызов притока пластового флюида на депрессии. Эти данные приведены на рис. 5.              

Рис. 5. Зависимость плотности ГЖС (

) от величины пластового давления( Рпл )для создания режима депрессии.

Из графиков на рис. 5 видно, что при снижении пластового давления с 19 до 15 МПа и глубине скважины 2000м. необходимо уменьшать плотность ПГЖС ( ) с 800 до 600 кг/см3.

Дальнейшие исследования должны быть направлены на определение основных параметров ПГЖС, используемой для создания режима депрессии при освоении продуктивных пластов. Кроме того, необходимо проводить корректировку рациональных значений концентрации ПАВ-пенообразователей в зависимости от состава тяжелой жидкости и пластовых флюидов. Эти направления являются предметом дальнейших исследований.

При проведении технологического процесса тампонирования скважин в пределах продуктивного коллектора, имеющего аномально низкое пластовое давление, в состав цементного раствора необходимо вводить тонкодиспергированные частицы минеральных веществ, являющихся дополнительными центрами кристаллизации цементного камня, что обеспечивает ускорение схватывания таких растворов, а также способствует уменьшению их плотности, что необходимо для создания депрессии на продуктивный углеводородный коллектор. Такими веществами минерального происхождения являются глина, карбонатные породы, гипс, ангидрит, кварцевый песок, трепел, опоки и др. В качестве облегчающих добавок могут применяться тонкоизмельченные материалы, имеющие вулканическое происхождение: перлит, пемзы, туффы и др.

Рекомендуемая методика расчета предусматривает определение параметров облегченной тампонажной смеси с минеральными и другого происхождения добавками на первом этапе , и расчетом параметров аэрированной тампонажной смеси на втором.

Для расчета параметров облегченного тампонажного раствора можно использовать методику, изложенную нами в работе [6] на примере смесей сложно состава, в которых соотношение между сухими и жидкими компонентами задаются произвольно, или исходя из экспериментальных данных по их количественному содержанию. В этом случае, если имеются апробированные экспериментальные данные по соотношению заданных сухих и жидких компонентов, то они используются для получения тампонажных растворов с необходимыми технологическими свойствами.Для случая приготовления глиноцементного раствора исходное уравнение баланса масс можно записать ввиде:

                                                                      (5)

где: - масса цемента, =1 т;

- масса i - го наполнителя, т;

- масса воды, т;

- плотность тампонажного раствора, т/м3;

- объем цемента, i - го наполнителя и воды соответственно, м3.

Введя ряд обозначений и параметров, таких как в работе [4]: - количество воды, необходимое для получения цементного раствора с той же растекаемостью (Р=18 см), что и глиноцементного, м3/т; - водопотребность глинопорошка при затворении, м3/т, и проведя преобразования, было получена формула для определения количества глины, необходимой для приготовления глиноцементного раствора плотностью из цемента массой =1 т., в виде:

                                                                        (6)

На основе расчетных данных построен график зависимости количества глины, необходимой для получения глиноцементного раствора плотностью =1,55 т/м3 при различныхзначениях водопотребности глины Кг (рис. 6)

Были выполнены технологические расчеты параметров глиноцементного раствора при фиксированных значениях водопотребности глины =1,7; 1,9 и 2,2 м3/т и построены графические зависимости необходимого количества глины ( ) для приготовления глиноцементного раствора из   1 т цемента от проектной плотности этого раствора (рис.7)

Рис.7  Зависимость массы глины(

)от величины проектной плотности глиноцементного раствора ( ).

 

Из графика, приведенного на этом рисунке видно, что для получения глиноцементного раствора плотностью =1,88 т/м3 глину можно не добавлять, а для получения этого раствора с более высокой плотностью из его состава необходимо удалять глину, как облегчающую добавку.

В настоящее время применяются эффективные материалы для получения полимерно-минеральных тампонажных растворов. Базовым вяжущим материалом   таких  тампонажных   растворов   выступает   портландцемент тампонажный (ПЦТ) различных марок. Для улучшения адгезионных свойств таких растворов, повышения их стабильности и пластификационных параметров, а также гидроизоляционных свойств, устойчивости тампонажного камня к знакопеременным нагрузкам и  возможности создания условий депрессии на продуктивный коллектор, в состав тампонажных растворов вводятся эффективные виды минеральных и полимерных добавок.

Пермская сервисная компания «Буртехнологии» выпускает следующие реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов при их приготовлении:

Гидроцем, который обеспечивает пластифицирование и снижение водоотдачи тампонажных растворов; адгезил — обеспечивает хорошую адгезию твердеющего тампонажного камня к горной породе и к обсадной колонне; полицем ДФ - обладает структурообразующим действием и ускоряет процесс формирования непроницаемого цементного камня; реагент РУ - обеспечивает расширяющее действие и ускоряет процесс твердения цементного раствора;

Реагент РУМ - проявляет те же действия, что и предыдущий реагент; сфероцем - содержит в своем составе облегчающую модифицирующую полимерную добавку; фиброцем - является продуктом измельчения синтетических волокон, выполняющих роль армирующей добавки для повышения стойкости цементного камня в условиях знакопеременных нагрузок; цемпласт МФ - комплексный реагент на основе модифицированной меламиноформальдегидной смолы.

Расчет  параметров  полимерно-минеральных  тампонажных  растворов можно осуществлять по методике, в соответствием с которой рассчитываются параметры смесей сложного состава, так как полимерно-минеральные тампонажные растворы являются их частным случаем.

Если в состав тампонажной смеси вводится не более двух добавок, что является наиболее технологически оправданным случаем, то уравнение баланса масс можно записать в следующем виде:

       (7)

где 1 - масса цемента, 1т;

- масса первого и второго  компонентов добавок;

  - масса воды.

Следует отметить, что уравнение баланса масс (7) составлено для случая, когда расчет необходимо проводить для получения тампонажного раствора из цемента массой 1 т. В этом случае целесообразно иметь также экспериментальные данные по водопотребности добавок с массами , т.е. В1п, В2п.

Проведя ряд преобразований была получена формула для определения массы второго компонента добавок, количество которого влияет на прочностные характеристики затвердевшего тампонажного камня, а также определяет сроки схватывания тампонажного раствора. Это формула записывается в виде:

    (8)

где: - водопотребность цемента при затвердевании, м3/т;

, -  плотности первого и второго компонентов добавок, т/м3 .

В соответствии с официальным изданием ОАО "Газпром" [5] для тампонирования скважин могут применяться облегченные тампонажные растворы, получаемые на основе портландцемента ПЦТ І,      ІІ-50 с добавлением вспученного перлитового и вермикулиметового  песков в количестве 8%.

В том случае, если тампонирование будет проводиться в пределах залегания углеводородного коллектора, основным параметром, определяющим выполнение условия депрессии будет являться плотность тампонажного раствора - . При выполнении технологических процессов с применением аэрированных (вспененных) тампонажных растворов этот параметр используется для расчета основных параметров таких растворов.

В соответствии с методикой, изложенной в работе [6] степень аэрации исходного тампонажного раствора плотностью для выполнения условия депрессии при глубине скважины Н и давлении пластового флюида Рпл рассчитывается по формуле:

          (9)

где, Р0- атмосферное давление, 1-105 Па.

При Н=2500 м и =1550 кг/м3 были получены расчетные значения степени аэрации в зависимости от величины пластового давления Pпл (рис. 8).

Рис.8 Зависимость степени аэрации (

) тампонажного раствора от пластового давления (Рпл).

 

Установлено, что для снижения пластового давления флюидов от 2,3 до 1,5 МПа при глубине скважины Н=2500 м (ее горизонтального окончания) степень аэрации тампонажного раствора необходимо увеличить с 113 до 135, что обеспечит условие депрессии на продуктивный углеводородный коллектор.

Дальнейшие исследования должны быть направлены на выбор и обоснование видов ускорителей охватывания и их содержания в составе вспененных тампонажный растворов, обеспечивающих эффективное крепление скважин с горизонтальным окончанием в условиях депрессии на углеводородный пласт.

Для проведения процесса аэрирования облегченного тампонажного раствора, величину степени аэрации такого раствора необходимо определять по рекомендуемой в работе [6] методике с учетом пластового давления флюида продуктивного горизонта. Объемное содержание газа (воздуха) для получения вспененного цементного раствора заданной плотности без учета давления в скважине необходимо определять по формуле:

                 (10)

- плотность исходного цементного  раствора; - плотность аэрированного цементного раствора, который надо получить; величина - рассчитывается при получении облегченного тампонажного раствора

Если учесть давление в скважине, то объемное содержание газа в ПГЖС с учетом условий в скважине составит:

              (11)

где  - атмосферное давление; - глубина; - гидростатическое давление столба ПГЖС принимаемое равным пластовому давлению, проявляющего горизонта; - плотность облегченного тампонажного раствора до аэрации.

Рассчитаные значения величины объемного содержания газа в зависимости от плотности аэрированного цементного раствора приведены в виде зависимости (рис. 9)

Зависимость расчетных значений величины объемного содержания газа от пластового давления приведена на рисунке (рис.10)

Для проектных работ по определению основных параметров цементирования в условиях АНПД необходимо знать величину средней по скважине плотности аэрированной тампонажной смеси в зависимости от пластового давления или гидростатического давления столба ПГЖС при создании депрессии на пласт. Эти расчетные данные приведены (рис.11)

Рис.11  Зависимости средней плотности (

) от величины гидростатического давления столба ПГЖС в скважине ( ).

 

На основе выполненных исследований можно сделать обобщающие рекомендации и следующие выводы:

1. При определении параметров пенных газожидкостных смесей (ПГЖС) для создания депрессии на продуктивные углеводородные коллекторы необходимо задаваться величиной пластового давления флюидов, которая является важнейшим технологическим параметром продуктивной залежи и изменяется по мере отработки месторождения. Значение величины пластового давления флюидов должна браться в основу расчета параметров ПГЖС, используемых для бурения, вскрытия и освоения продуктивных коллекторов в условиях депрессии.
2. При транспортировании шлама в горизонтальной скважине величина критической скорости движения потока ПГЖС определяется в основном реологическими параметрами водного раствора ПАВ-пенообразования и самой ПГЖС. Поэтому при регулировании свойств пенной системы необходимо особое внимание обращать на применение полимерных материалов, существенно улучшающих её реологические параметры. Существенное снижение критической скорости течения потока ГЖС можно достичь при увеличении её динамического напряжения сдвига.
3. С целью уточнения реологических параметров ПГЖС в зависимости от степени аэрации, объемной доли газа, давления в скважине, концентрации водного раствора ПАВ-пенообразователя и вида полимерных реагентов целесообразно провести широкие лабораторные исследования, результаты которых будут положены в основу предлагаемой методики расчета параметров ПГЖС для условий депрессии.
4. Для сохранения условий депрессии на продуктивные углеводородные коллекторы при выполнении процесса тампонирования горизонтальных скважин в условиях снижения пластового давления с 23 до 15 МПА необходимо увеличивать степень аэрации облегченного тампонажного раствора с 28 до 46, что требует введения в их состав реагентов-стабилизаторов и ускорителей твердения вспененных тампонажных систем.
5. Предлагаемая нами методика расчета параметров тампонажных растворов, используемых для выполнения технологических операций при бурении горизонтальных скважин, позволяет определить соотношение компонентов в процессе приготовления облегченных тампонажных растворов с последующим их аэрированием до получения аэрированных тампонажных растворов с заданными параметрами. Эту методику целесообразно применять при выборе состава и свойств тампонажных растворов при бурении, вскрытии, освоении углеводородных коллекторов, вызове притока флюидов на депрессии, а также при выполнении других технологических операций в интервалах горизонтальных скважин с высокой проницаемостью горных пород.
6. Для уточнения компонентного состава облегченных тампонажных растворов и корректировки, их расчетных параметров целесообразно провести лабораторные исследования по определению прочностных свойств затвердевших вспененных тампонажных растворов, рекомендуемых для применения в условиях депрессии.