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

разом, после проведения указанных операций температура по стволу скважины претерпевает значительные изменения. Причем с увеличением глубины скважины аномалия охлаждения призабойной зоны до определенной степени увеличивается.

Распределение температуры восходящего потока бурового раствора по стволу скважины можно определить по формуле

2жкГ / 1

l + k

-L2 - (L - z)

(4.37)

Здесь d, L - соответственно диаметр и глубина скважины; z - осевая координата, т.е. расстояние от устья до рассматриваемого сечения; t0 - среднегодовая температура пород на поверхности; tz - текущая температура пород на глубине по геотермическому градиенту; k - коэффициент, зависящий от времени промывки скважины; при длительной промывке k стремится к единице; X - коэффициент теплопроводности горных пород; tпл = Lr + t0 - первоначальная температура забоя по геотермическому градиенту; Г - средний геотермический градиент пород по стволу скважины; ср - удельная теплоемкость раствора; V - подача насосов; в - коэффициент температуропроводности раствора; т - продолжительность промывки; ур - удельный вес раствора.

Во время циркуляции температура стенки скважины практически равна температуре омывающего бурового раствора. В результате значительного притока из массива горных пород и выделения тепла от экзотермической реакции гидратации цемента повышается температура рассматриваемой системы: обсадных труб, цементной оболочки и окружающих горных пород в радиусе теплового влияния.

Поэтому в первом приближении считаем, что в период ОЗЦ наблюдается повышение температуры не более чем на 15 - 20 °С от температуры окружающих горных пород на рассматриваемой глубине:

tz = rz + t0. (4.38)

Тогда приращение температуры обсадных труб определится как разность (4.38) и (4.37) плюс 15 - 20 °С:

At = tz - tz. (4.39)

Радиальное перемещение наружной поверхности обсадной трубы от последующего снижения температуры на At

Ut = baAt. (4.40)

Подставляя (4.36) и (4.40) в (4.35), определим радиальную деформацию обсадной колонны. Заметим, что Ut > 0, а Up < < 0. Характерно, что при прочих равных условиях Uf зависит от глубины. Из формул (4.37) и (4.39) следует, что температурная деформация будет увеличиваться по мере уменьшения z, т.е. по мере приближения к устью скважины. Поэтому по мере удаления от устья Up по абсолютному значению будет немного больше Ut. Зазор между цементным стаканом и обсадной колонной в призабойной зоне может достичь такого значения, что приведет к нарушению сплошности соединения (контакта).

Однако пока нет серьезных оснований считать, что образовавшийся зазор может явиться каналом для движения флюида, даже газа.

Как показывают расчеты, даже без учета упругого перемещения цементного камня зазоры могут изменяться в зависимости от условий (Ар = 5,0+20,0 МПа, At = 10+25 °С) в пределах 0,01+0,1 мм.

Однако, несмотря на невысокие размеры зазора, следует считать необходимым после цементирования, когда цементный раствор еще не превратился в камень, снижать в колонне давление, т.е. стремиться к такому положению, когда Ар = 0.

4.2.3. ВЛИЯНИЕ ВОЗДУХА, ВОВЛЕЧЕННОГО ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН, НА ВОЗМОЖНОСТЬ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ

Недостаточно обоснованным следует считать мнение, что цементный камень имеет повышенную проницаемость вследствие захваченного им при затворении цемента воздуха. Практика показывает, что соединения труб и цементировочной головки герметичны. При затворении цемента захватывается ничтожное количество воздуха. Так, плотность (теоретическая) цементного раствора с водоцементным отношением 0,5 составляет 1,83-1,85 г/см3. При затворении чистого цемента (при том же водоцементном отношении) плотность раствора, как правило, не падает ниже 1 ,81 - 1 ,80 г/см3 (за счет воздуха). Определим объем воздуха в растворе, приведенный к атмосферным условиям:

П = 100ц 0 = 10011 -

2,7 %.

Уже при 10 МПа этот объем воздуха уменьшится в 100 раз (pV = const). Естественно, что такое количество не оказывает сколько-нибудь существенного влияния на плотность цементного камня.

4.2.4. СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ

Седиментационные процессы в цементном растворе и их влияние на возможность газопроявлений должны рассматриваться исходя из следующих условий:

1) возможности происхождения седиментационных процессов как таковых в конкретных реальных условиях проводки скважин;

2) понижения давления на пласт в процессе формирования цементного камня до значений ниже пластового;

3) возникновения и формирования каналов в заколонном пространстве (в предположении, что оно полностью заполнено цементным раствором).

Если седиментационные процессы могут проходить по глубине скважины, то возможно понижение давления на пласт до гидростатического в результате того, что активным составляющим в системе цемент - вода останется вода, а раствор "проницаем".

Опыты показывают, что чистый цементный раствор с во-доцементным отношением 0,5, залитый в длинные стеклянные трубки (до 2 м) диаметром 20-130 мм, твердеет без ярко выраженных седиментационных процессов. В верхней части наблюдается водоотстой цементного раствора.

Водоотстой цементного раствора определяется рядом факторов, главными из которых являются водоцементное отношение, природа цемента, его водоудерживающая способность, удельная поверхность и др.

Однако немало случаев значительной фазовой неустойчивости цементных растворов. Часто цементирование скважин осуществляется цементно-песчаными растворами, седиментация частиц которых выше. Нестабильность растворов возрастает при уменьшении удельной поверхности цемента.

Небольшие отклонения от расчетных значений объяснялись недостаточно тщательным отмывом песка или прохождением части мелких зерен через ячейки сита.

Цементно-песчаный раствор испытывался также на прорыв через него газа на описанной стеклянной установке. Снизу к цементно-песчаному раствору подводился газ с дав-