Для цементирования используют различные сорта тампонажного портланд-цемента, качество которых соответствует ГОСТ 1581--63 или определяется временными техническими условиями на специальные цементы.
При цементировании скважин, обладающих средней поглотительной способностью, с температурой забоя меньше 40°С применяют тампонажный цемент для «холодных» скважин. При цементировании скважин с температурой забоя 40-78°С, а также обладающих средней или низкой поглотительной способностью, применяют тампонажный цемент для «горячих» скважин.
Если температура забоя скважин со средней или с низкой поглотительной способностью составляет 78-120°С, применяют цемент для сверхглубоких скважин (СГБ). Он получается в результате помола цементного клинкера с добавкой гипса.
Для цементирования в скважинах, где применяют промывочные жидкости повышенного удельного веса (до 2), используют утяжеленный тампонажный цемент (УТ). Он представляет собой продукт совместного помола тампонажного цемента (40%), гематита (60%) и гипса (до 5%). Удельный вес утяжеленного цементного раствора должен быть не менее 2,25.
При цементировании в скважинах с температурой забоя 120-160°С применяют цементный раствор с добавкой замедлителей схватывания. В качестве замедлителей применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ), водный раствор карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ), лесохимические полифенолы (ПФЛХ), трилон Б (натриевую соль диаминотетрауксусной кислоты), виннокаменную кислоту (ВК) и ее производные, комбинированный реагент, состоящий из виннокаменной, и борной кислот (ВКБК).
Для цементирования в поглощающих скважинах применяют гельцемент, волокнистый цемент, специальные цементы с малыми сроками схватывания (смесь глиноземистого и тампонажного цементов в отношении 1:3 по весу, гипсглиноземистый цемент, гипсоцементную смесь) и быстросхватывающиеся цементные смеси.
Гельцемент представляет собой смесь тампонажного цемента с порошкообразной высококачественной глиной в соотношении 9:1. Растекаемость гель-цемента равна 10 см, угол естественного откоса 40-55°. Усадка гель-цементного раствора при затвердевании примерно в 10 раз меньше, чем усадка обычного цемента. Камень, образованный из гельцемента, имеет малую водопроницаемость и значительную солестойкость.
Быстросхватывающиеся смеси приготовляют путем смешивания тампонажного цемента с ускорителями схватывания. В качестве ускорителей применяют хлористый кальций, кальцинированную соду, сернокислый глинозем, жидкое стекло, хлористый алюминий, которые вводят в количестве 0,5-6% от веса цемента.
Цементный раствор, применяемый при ремонтно-изоляционных работах, должен обладать хорошей подвижностью и очень малой усадкой при твердении, хорошо проникать в каверны и трещины произвольной формы и плотно заполнять их; при контакте с пористой средой мало обезвоживаться и не терять свою подвижность; обладать малой водоотдачей (по методике АНИ примерно 50 см3 за 30 мин при перепаде давления 70 атм.), обеспечивающей образование прочной цементной корки на поверхности пористой среды.
Состав цементного раствора с малой водоотдачей следующий:
1) тампонажного цемента - 1 т, воды - 550 л, бентонитовой глины - 110 кг, сульфитспиртовой барды (ССБ) - 2,5 кг (гель-цемент УфНИИ);
2) тампонажного цемента - 1 т, воды - 500 л, карбоксиметилгидроэтилцеллюлозы (КМГЭЦ) - 4,5 кг
3) тампонажного цемента - 1 т, гидрофильной водонефтяной эмульсии - 1 т. Водонефтяную эмульсию приготовляют путем интенсивного смешивания (при совместной прокачке через 10-мм штуцер) 555 л нефти и 560 л водного раствора поверхностно-активного вещества, содержащего 2,8 кг ОП-10 и ОП-7 (УфНИИ);
4) тампонажного тонкодисперсного цемента 1 т, воды 670 л, глинопорошка 115 кг, поверхностно-активного вещества 14 кг (ОП-7). Тонкодисперсный цемент получается путем домола стандартного тампонажного цемента на вибромельнице СМ-515, а также образуется на цементных заводах при помоле портланд-цемента в виде цементной пыли, улавливаемой рукавными фильтрами. Через сито с количеством отверстий 16000 на см2 проходит 97-98% тонкодисперсного цемента (УфНИИ).
На промыслах Куйбышевской области для цементирования под давлением применяют расширяющийся цемент. Он представляет собой смесь 85-75% тампонажного и 15-25% гипсоглиноземистого цементов. Из этого цемента образуется камень в состоянии объемного сжатия, который создает плотный контакт с породой.
Однако регулирование величины объемного сжатия в нужных пределах затруднительно.
Для изоляционных работ в скважинах могут применяться полимерцементные растворы. Их основными преимуществами являются малая водоотдача, хорошая подвижность, способность образовывать цементный камень, обладающий повышенной сопротивляемостью растяжению и динамическим нагрузкам, хорошим сцеплением с металлом и породой, низкой водопроницаемостью и хорошей коррозийной стойкостью.
Полимерцементный раствор состоит из:
1) тампонажного цемента - 1 т, воды - 385 л, латекса 68 кг, некаля БХ (натриевой соли дибутилнафталинсульфокислоты) 4,5 кг (латекс-цемент АзНИИ НД);
2) тампонажного цемента 1 т, воды 440 л, фурилового спирта 10 кг, солянокислого анилина 1,2 кг (МИНХ и ГП);
3) тампонажного цемента 1 г, воды 265 л, смолы ФР-12 150 л, формалина 85 л (ТатНИИ).
При цементировании с возможным последующим удалением цемента (например, при цементировании дополнительной колонны - летучки) можно применять карбонатный цементный раствор, полученный путем затворения 1 т тампонажного цемента, 560 кг мраморного порошка и 30 кг поваренной соли, растворенной в 560 л воды. Мраморный порошок должен проходить через сито с отверстиями 0,25 мм2 в количестве не менее 80%. Этот раствор образует цементный камень, легко растворимый в соляной кислоте.
Выбор жидкостей для глушения скважин при проведении РИР
Жидкость для глушения, скважин (ЖГС) должна удовлетворять определенным требованиям, основным из которых является плотность. Именно по ее величине выбирают жидкости для глушения каждой конкретной скважины.
Технологическая схема глушения нефтяных скважин определяется способом их эксплуатации. Так, в фонтанных скважинах ЖГС, как правило, закачивают по НКТ. В скважинах, оборудованных УЭЦН и ШГН, при наличии устройств для слива жидкости ЖГС также закачивается по НКТ, при отсутствии их - через затрубное пространство.
Величина необходимой плотности ЖГС может быть рассчитана в зависимости от принятой технологической схемы глушения.
Для нефтяных и нагнетательных скважин с закачкой ЖГС по НКТ используются следующие соотношения:
а) с подливом ЖГС в процессе подъема глубинного оборудования
б) без подлива.
Как правило, продуктивные пласты в нефтяных скважинах обладают исключительно низкой приемистостью, что ограничивает использование технологической схемы глушения с задавкой скважинной жидкости в пласт лишь единичными скважинами.
Ограниченное использование может иметь и технологическая схема глушения с вытеснением скважинной жидкости применяемой ЖГС за счет различия их плотностей, так как большинство скважин к настоящему времени обводнено и в процессе замещения одной жидкости другой происходит их перемешивание со снижением плотности ЖГС, поэтому для глушения необходима многократная закачка ЖГС, определяющая большой ее расход,
В настоящее время в качестве ЖГС используют пластовую воду, водные растворы СаСl2 плотностью соответственно до 1190 и 1380 кг/м3 (практически до 1350 кг/м3) и утяжеленные глинистые растворы.
Как показывает опыт проведения ремонтных работ с глушением скважин, утяжеленные глинистые растворы в большинстве случаев не удовлетворяют основным требованиям к ЖГС,
Установлено, что требованиям к ЖГС в наибольшей степени удовлетворяют гомогенные жидкости, не содержащие взвешенных частиц. При этом основными свойствами жидкостей, определяющими возможность их использования для глушения, являются плотность и влияние на проницаемость призабойной зоны. Кроме того, жидкости для глушения скважин не должны вызывать коррозию оборудования, оказывать вредного влияния на процесс подготовки нефти (загрязнение добываемой нефти механическими примесями, повышение устойчивости эмульсии, образование нефтесодержащих твердых отходов и т.д.). Процессы приготовления и применения ЖГС должны быть технологичными и предотвращающими загрязнение окружающей среды, безопасными в обращении, не дефицитными и недорогими.
Актуальность задачи глушения скважины обусловила постановку и проведение широких исследований по изысканию жидкостей, удовлетворяющих перечисленным требованиям.
Исходя из основных требований к ЖГС - отсутствие взвешенных частиц и высокая плотность, сама возможность проведения ремонтных работ с глушением скважин ограничивается перечнем химических соединений с большой молекулярной массой, находящихся в жидком состоянии или обладающих высокой растворимостью в жидкостях. Перечень таких соединений невелик и идея использования подавляющего большинства из них в качестве ЖГС уже давно известна.
Бесперспективными с точки зрения применения в качестве ЖГС являются все органические жидкости (дибутилэтан, дихлорэтан, четыреххлористый углерод, бромоформ и другие галоидопроизводные углеводороды), хотя идея использования некоторых из них в качестве ЖГС запатентована. Все они отличаются высокой токсичностью и пожароопасностью, многие из них чрезвычайно дороги и дефицитны.
Наиболее удобными для применения в качестве ЖГС являются жидкости на водной основе. При этом задача глушения скважин жидкостями плотностью до 1190 кг/м3 почти повсеместно успешно решается при использовании пластовой высокоминерализованной воды.
Выбор жидкостей плотностью выше 1190 кг/м3, удовлетворяющих требованиям к ЖГС, более чем ограничен как по ассортименту, так и по величине плотности - около 2000 кг/м3.
Практически же выбор на сегодня ограничивается реальной возможностью - использованием водных растворов СаС12 плотностью до 1380 кг/м3. По своим свойствам растворы СаС2 близки к пластовым минерализованным водам многих нефтяных месторождений, содержащим его в большом количестве.
В настоящее время растворы СаС12 широко используют при проведении ремонтных работ с глушением скважин практически во всех нефтедобывающих районах страны.
Для приготовления ЖГС применяют СаС2 выпускаемый в твердом виде, а также в жидком -- водные растворы плотностью 1382-1383 кг/мЗ (при 20°С). Жидкий СаС12 поставляется в цистернах, твердый - в оцинкованных металлических барабанах (глыба, мелкокристаллический продукт) или в полиэтиленовых и бумажных пятислойных мешках с двумя внутренними битуминизированными слоями.
Водные растворы из твердого CaCl2 готовят гидравлическим перемешиванием с применением гидромониторного устройства и центробежных насосов. Более удобным для этих целей является порошкообразный СаС12, наиболее неудобным - глыба. Применение жидкого СаС12 при отсутствии специальных баз сопряжено с трудностями хранения его.
Насыщенный при 20°С раствор СаСl2 имеет плотность 1382-1383 кг/мЗ. В промысловых условиях плотности растворов, приготовленных из твердого СаСl2 на пресной и минерализованной водах, составляют соответственно 1350 и 1260-1270 кг/мЗ. Дальнейшее увеличение содержания СаСl2 в растворе приводит к образованию пересыщенных растворов, применение которых при глушении может привести к снижению проницаемости продуктивного пласта. Для восстановления продуктивности пласта ведут дополнительные длительные промывки.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
