Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 [ 101 ] 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

ки. Для утяжеления бурового раствора, обработанного угле-щелочным реагентом, влажность корки, образовавшейся при четырехчасовом фильтровании, была равна 62 %. После утяжеления раствора баритом до плотности 1,6 г/см3 влажность корки составила 26,2 %.

Изучение изменения влажности корок в зависимости от типа обрабатывающих реагентов показывает, что наименьшую влажность с наиболее интенсивным снижением ее во времени от 45 до 34 % имеет корка, сформированная из натурального бурового раствора без добавок реагентов. Влажность корки бурового раствора, обработанного углещелоч-ным реагентом, сохраняется на протяжении всего времени фильтрования наибольшей (72 - 61 %), а влажность корки бурового раствора, обработанного сульфитно-целлюлозным экстрактом, находится в пределах 47 - 41 %.

Глинистые корки и буровой раствор остаются: 1) на стенках скважин, 2) на стенках колонн, 3) в застойных зонах (кавернах), 4) под замками, муфтами и элементами технологической оснастки и 5) в виде включений в самом цементном растворе во время цементирования.

Цементный раствор, обладая свойством контракции, развивает в процессе твердения на своей поверхности вакуум.

Твердеющий цементный раствор засасывает воду из контактирующих с ним глинистых корок, остающихся на стенках скважины после цементирования, включений, защемленных зон бурового раствора. Корка на контакте с цементным раствором обезвоживается, при этом образуется сеть каналов, по которым из пласта может двигаться газ. Обезвоживание корок и включений бурового раствора происходит во всех случаях, так как развитие контракционного эффекта - непременное свойство вяжущих.

Вследствие обезвоживания включений бурового раствора и глинистой корки за счет процессов контракции возникают каналы, через которые после перфорации часто восстанавливается циркуляция бурового раствора.

На рис. 4.15 показан разрез колбы с цементным раствором, внутрь которого был впрыснут буровой (глинистый) раствор. Буровой раствор превратился в камень меньшего объема с густой сетью трещин, близко расположенных друг

к другу.

Оценка возможности движения газа по каналам, образующимся в обезвоженном буровом растворе (корке), проводилась на специальных экспериментальных установках, в опытных скважинах.

Рис. 4.15. Разрез колбы с цементным раствором

На основании результатов экспериментальных работ, анализа промыслового материала и теоретического изучения можно представить следующую схему возникновения каналов в заколонном пространстве скважин и продвижения газа. Если в скважине после цементирования остался буровой раствор или глинистая корка, в отличие от случая полного вытеснения бурового раствора, то сразу же при установлении контакта начинается обезвоживание бурового раствора или корки. Однако интенсивность их дегидратации неодинакова по глубине скважины и зависит, в первую очередь, от температуры окружающей среды. Практически скважина на момент окончания цементирования может быть разбита на три температурных интервала, протяженность каждого из которых составляет примерно 1/3 глубины. В нижней части скважины температура максимальная, в верхней - минимальная.

В нижней зоне вследствие более высоких температур твердение цементного раствора наступает быстрее, чем в верхних. При схватывании и твердении раствора на его поверхности развивается вакуум. Засасывается вода из контактирующего с цементным раствором бурового раствора (корки). Газ (или другой флюид), не встречая преграды, заполняет освободившийся объем с пониженным давлением и

поднимается по образовавшейся щели вверх. Давление в канале может быть значительно ниже давления столба воды. При отсутствии водяных пластов оно всегда меньше гидростатического. К этому моменту начинается интенсивное обезвоживание глинистой корки (раствора) в верхних участках. Газ устремляется вверх. Давление газа равно почти полному пластовому, однако он поднимается на значительную от пласта высоту. Если это давление будет достаточным, чтобы начался перелив, время обезвоживания верхних участков бурового раствора не играет никакой роли. Если давление ниже противодавления, процесс движения газа в жидкости, находящейся в верхней части скважины, не начинается, пока газ не поднимется выше и не достигнет уровня неустойчивого равновесия. Начинается перелив жидкости из скважины с последующим нарастанием интенсивности работы газом (или другим пластовым флюидом). Значительно проще и быстрее устанавливается перемещение флюидов между пластами с различными давлениями, особенно если расстояние между пластами невелико. Естественно, чем выше пластовое давление, тем быстрее газ прорвется к устью, однако он проникнет и при низком пластовом давлении. Времени потребуется несколько больше.

Действие различных факторов (технико-технологических, геологических и др.) может интенсифицировать возникновение каналов в заколонном пространстве или, наоборот, не допустить их появления.

Так, глинистая корка и остатки бурового раствора существуют в скважине практически всегда. Однако газопроявления возникают не во всех скважинах (о пластовых перетоках нет серьезных оснований говорить в столь категоричной форме).

Препятствием для газопроявлений на устье являются небольшие участки контактирующего с породами и колонной цементного раствора (следовательно, удаление глинистой корки хотя бы на некоторых участках скважины необходимо), обвалы породы в местах обезвоживания глинистой корки в результате снятия давления на пласты и др.

Некоторые из ранее рассмотренных факторов могут в известной степени также тормозить или ускорять движение газа вверх к устью скважины в различные периоды ее строительства и эксплуатации: водоотстой цементного раствора, растрескивание камня при различных работах, возможные усадка или расширение, неравномерность схватывания цементного раствора по глубине скважины и др.