книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

пов: бентонитовые (Б), палыгорскитовые (П), каолинит-гидрослю дистые (КГ). В зависимости от выхода р а с тв о р а вы деляю т 6 групп глинопорош ­ ков. Выход раствора — это объем глинистого раствора со стандартной вязкостью 20 мПа • с, который можно получить из 1 т глинопорошка. П ре­ сная вода обеспечивает лучш ие качества глинистых растворов и наи­ больший их выход. Для придания раствору определенны х технологи­ ческих свойств, отвечаю щ их требованиям геологических условий, про­ изводят обработку промывочных ж идкостей различны ми химическими реагентами.

Например, для загущ ен ия глинисты х растворов и повы ш ения их структурных свойств прим еняю т гидрооксид кальция, для повы ш ения выхода раствора применяю т карбонат натрия. Д ля разж и ж ен и я глини­ стых суспензий и подавления структурообразования применяю т орга­ нические реагенты — натриевы е соли гуминовых кислот, сульф итно­ спиртовую барду (ССБ) или карбоксим етилцеллю лозу (КМЦ).

Для предотвращ ения загу стеван и я при забойны х тем п ер ату р ах свыше 100 'С глинистый раствор обрабаты ваю т углещ елочным реаген ­ том (УЩР). В зависим ости от коллоидности глины и ж есткости воды на приготовление 1 м3 раствора тр еб уется (кг): глины 50 — 200, сухого УЩР 30—50, N a,СО., 3— 5, воды 900— 950; д л я получения необходи­ мой плотности добавляю т у тяж ел и тел ь . Т акой раствор им еет плот­ ность 1,03—2.2 г/см 3, условную вязкость Т = 20— 60 с, 0, = 18— 60 дП а, 01О= 36— 120 дПа, pH = 9— 10. Д ля бурения в солях использую т терм о ­ стойкие глинистые растворы , которы е кром е воды, соли и неф ти со­ держат полимерный реагент (крахм ал, КМ Ц или акриловы й полимер). При разбуривании глинистых пород и аргиллитов во избеж ание при ­ хватов бурового инструмента использую т известковые растворы, содер­ жащие известь, каустик, понизитель вязкости, утяж ели тель и защ ит­ ный коллоид. П арам етры раствора: плотность до 2,2 г/см 3, T = 18— 30 с, 0 = 6—24 дПа, 0,о= 9— 36 дП а, pH = 11 — 12,5.

Большое разнообразие глин, из которых приготавливаю т буровы е растворы, и большое разнообразие условий, в которых они работают, порождает множество систем с различны м и реологическими свойства­ ми. Реологические модели Бингама и О ствальда д е-В иля приемлем о отражают деформационное поведение многих буровы х растворов на основе глин. В табл. 4.2 приводятся реологические характеристики двух глинистых каолиновых растворов, одновременно описанные моделями Бингама (4.11) и О ствальда де-В иля (4.6).

Таблица 4.2. Реологические параметры двух глинистых растворов

целью которого явл яется цементирование обсадных колонн, ликвида­ ция поглощений промывочной ж идкости и ф лю идопроявлений пластов, создание мостов и искусственны х забоев скваж ин, а такж е ликвидаци­ онное. Т ам понаж ны е смеси представляю т собой дисперсны е системы, состоящ ее и з ж идкости зз творения (дисперсионном среды), вяжущею м атериала, обеспечиваю щ его потерю подвиж ности и твердение смеси, | и различны х добавок и наполнителей.

Основной классиф икационны й признак там понаж ны х смесей — это природа базового тампонаж ного м атериала, обеспечиваю щ его их за­ твердевание. По этому признаку различаю т следую щ ие смеси:

• на основе м инеральны х вяж ущ и х в различны х комбинациях: це­ мент, гипс, алебастр, известь, глина, песок;

•на основе вещ еств органического происхож дения: синтетические смолы, латекс, лигносульф аты , битум и их комбинации;

•комбинированные: полимер-цементны е, отверж даем ы е глинистые, вязкоупругие там понаж ны е смеси.

Для цементирования обсадных колонн и разобщ ения проницаемых пластов к там понаж ны м смесям предъявляю тся следую щ ие требова­ ния: достаточная подвиж ность раствора, хорош ее вы теснение из ство­ ла скваж ины и из затрубного пространства промывочной жидкости, хорош ая адгезия с поверхностью обсадных труб.

При создании мостов, разделительны х пробок и искусственных за­ боев важ нейш и м и требован иям и явл яю тся прочность тампонажного

кам ня и вы сокая скорость твердения.

П ри устранении поглощ ения промывочной ж идкости тампонажные смеси долж ны хорош о проникать в трещ ины поглощ ающ их горизонтов и малы е сроки потери подвижности.

При отсутствии агрессивных вод применяю т тампонаж ны й портлан­ дцемент с ускорителями схваты вания. При наличии сероводородной агрессии применяют глиноземисты й цемент, являю щ ийся бы стротвердеющим вяжущим. Д ля цементирования скваж ин с аномально вы сокимидавлениями, а такж е при тем п ературе вы ш е 100‘С использую т там ­ понажный цемент с утяж ели телем — измельченной ж елезной рудой. Для улучшения реологических свойств цементных растворов в их со­ став вводят пластиф икаторы — добавку сульфитно-спиртовой барды (ССБ) и хромпика, что сниж ает гидравлические сопротивления в про­ цессе закачки растворов в скваж ину.

Для цементирования неф тяны х и газовы х скваж ин с аномально вы ­ сокими градиентами давлений (до 0,021 М П а/м ) и с забойными тем пе­ ратурами до 200 С в качестве утяж еляю щ ей добавки к цементам при ­ меняют технический барит или ш лаки цветной металлургии. П ри этом получают тампонажный раствор плотностью до 2180 кг/м", а прочность камня на сжатие достигает 20 МПа.

Для придания цементному камню эф ф екта расш ирения в пределах 16—20% от момента затворения на 100 массовых долей портландцемен­ та вводят 20 массовых долей молотой негаш еной извести.

Для борьбы с поглощениями промывочной ж идкости применяю т кар ­ бамидные смолы. Общее содерж ание воды в рабочем растворе смолы не должно превыш ать 50 %. В качестве отвердителя этих смол исполь­ зуют органические и м инеральны е кислоты и соли. Применение л атек ­ са для ликвидации поглощ ений обусловлено его способностью образо­ вывать эластичные каучуковы е массы. В качестве коагулянта исполь­ зуют раствор СаС1.,.

Для приготовления облегченных седиментационно-устойчивых р а ­ створов используют бентонитовые глины в количестве до 20 % от массы твердой фазы.

Полимерцементные смеси обладаю т хорош ей изолирую щ ей способ­ ностью и повышенной коррозионной стойкостью . И х получаю т смеш и­ ванием цементного раствора, приготовленного на водном растворе полиакриломида, с цементной суспензией, затворенной на водном раство ­ ре хлористого кальция. Ц ем ентно-латексны е растворы представляю т собой смесь цемента, воды, латекса, антивспенивателя и солей, кото­ рыми регулируют реологические свойства смесей.

С целью увеличения и ум еньш ения вязкости и предельного напря­ жения сдвига в там понаж ны е растворы вводят регуляторы реологичес­ ких свойств. При этом следует учиты вать, что многие из них влияю т на

процессы гидратационного твердения в сторону их ускорения или за­ медления. В качестве регуляторов реологических свойств используют как химические реагенты , так и наполнители: глины, песок, трепел л др. О птимальное соотнош ение вяж ущ его, наполнителя и химического реагента подбираю т экспериментально.

Как видим, гамма используем ы х там понаж ны х растворов широка. Поэтому подбор там понаж ны х смесей и расчет их параметров прово­ дятся применительно к конкретной технологии тампонирования. О по­ рядке значений реологических свойств цем ентны х растворов можно судить по данным» приведенным в табл. 4.3. Растворы получены пере­ меш иванием в низкооборотной раствором еш алке в течение 5 минут пор­ тландцемента M5Ü0 Красноярского цементного завода.

Таблица 43. Реологические параметры цементных растворов при 18"С

Цементные растворы низких консистенций являю тся бесструктур­ ными жидкостями, их относительная вязкость может быть определена как ф ункция концентрации ^(4.26). В бесструктурны х суспензиях отсут­ ствует взаимодействие как м еж ду частицами, так и м еж ду их сольват­ ными оболочками; их вязкость не зависит от градиента скорости.

П ри использовании там понаж ны х растворов в зоне многолетнемер­ злы х пород необходимо оп ределять их реологические характеристики во всем диапазоне тем ператур, в котором их предполагается использо­ вать. В ещ ества, входящ ие в состав противоморозны х добавок, должны одновременно пониж ать тем пературу зам ерзания воды и ускорять твер­ дение цементного камня. Д ля активизации процессов гидратации це­ мента при отрицательны х тем п ературах в состав растворов вводятся добавки хим ических реагентов: хлорида кальция, поташ а, кальцини­ рованной соды и др.

В общем случае чувствительны м и к тем пературе являю тся те дис­ персные системы, которые состоят из м елких частиц, ассоциированных в агрегаты. Например, с увеличением тем пературы агрегаты глин рас ­ падаются на составляю щ ие, что приводит к изменению вязкости. С по­ нижением тем пературы подвиж ность пресны х и засоленны х растворов уменьшается. Общей особенностью и тех и других явл яется резкое на­ растание статического нап ряж ен и я сдвига при тем пературах, близких к началу замерзания. П овы ш ение тем пературы увеличивает подви ж ­ ность молекул воды и ионов в сольватны х слоях.

Нельзя однозначно ответить на вопрос: как изм еняю тся реологичес­ кие свойства растворов с изм енением тем пературы . Д ля ответа на этот вопрос необходимо знать консистенцию раствора, при какой тем пера­ туре он был приготовлен, каки е изм енения он претерпел в процессе транспортировки. И з сказанного следует, что уравнение Бингама д ля тампонажных растворов приним ает свой обычный вид только тогда, когда строго оговорено врем я, прош едш ее от начала приготовления, интенсивность перемеш ивания и тем п ература воды затворения.

4.5.ОСОБЕННОСТИ ТЕЧЕНИЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧНЫ Х

ЖИДКОСТЕЙ В ТРЕЩ ИНАХ

4.5.1.К инетика п о сту п ател ьн о го теч ен и я

в я зк о п л а с ти ч н о й ж и д к о с ти в тр е щ и н е

Рассмотрим кинем атические особенности течения вязкопла­ стичной жидкости (например, неф ти) в гладкой трещ ине (щ елевом ка­ нале) длиной L. образованной двум я параллельны м и плоскостями, рас ­ стояние между которыми равно 2h. Д виж ение происходит в направле­ нии оси х под действием перепада давления Др на входе в трещ ину и на выходе из нее.

Из условия динамического равновесия элем ента ж идкости (рис. 4.16)

где dp/dx — градиент давления вдоль направления движ ения.

В рассматриваемом случае движ ение равномерное, следовательно,

Рис, 4.16. Условия динамического равновесия элемента жидкости в одно­ мерном потоке

И спользуя закон внутреннего трения Бингама (4.11 ), условие равно­ весия (4.28) и зависим ость (4.29), получим следую щ ее дифференциаль­ ное уравнение:

И нтегрируя (4.30) при граничном условии и = 0, у = h, получим за­

И зм енение скорости следует уравнению (4.31) лиш ь в пределах се­ чения потока h{j< y < h , то есть в пристенной области. Касательные (сдви­ говые) н ап ряж ен и я имею т м аксим альны е зн ачен ия на поверхности стенки трещ ины и линейно убываю т по мере приближ ения к ее оси. На расстоянии у = /г0 от оси, где градиент скорости равен нулю, напряже­ ния ум еньш аю тся до значения, равного пределу текучести rQ.

В части живого сечения потока 0 < у </г0> касательны е напряжения постоянны г= г0, скорость течения такж е постоянна и = и{). Это упругодеф орм ированная область потока толщ иной 2hQt которая движется как

твердое тело и является ядром п о т о к а . Скорость этого ядра находится подстановкой (4.32) в (4.31)

Таким образом, поток вязкопластичной неф ти в трещ ине состоит из двух характерных участков: яд р а и пограничного слоя. И з вы раж ения (4.33) видно, что чем больш е градиент давления, тем меньш е разм ер ядра потока 2hÿ и тем больш ая часть потока описы вается уравнением (4.31).

Последнее уравнение можно представить в следую щ ем виде:

Это параметр Сен-В енана— Илью ш ина, характеризую щ ий относи­ тельную важность пластических и вязких деформаций в процессе тече­ ния нефти. В теории вязкопластичного течения это число играет роль, аналогичную роли числа Рейнольдса в теории течения вязких жидкостей.

Из равенства (4.34) следует, что в потоке вязкой нефти (Sen = 0) ж ест­ кое ядро отсутствует, тогда как в идеально-пластичном неф тепродукте (Sen = <») жесткое ядро распространяется до стенок щелевого канала.

В качестве иллю страции полученны х вы водов на рис. 4.17 приво­ дятся эпюры скорости и касательн ы х напряж ен ий для вы соковязкой нефти, имеющей следую щ ие реологические параметры : ц = 0,95 Па • с; г0-40 Па. Вязкопластичная нефть течет в трещ ине раскрытием 2h = 1,0 мм при градиенте давления i = 4 • 10й П а/м .

Для ньютоновской ж идкости ( г0 = 0) уравнение (4.33) вы рож дается в формулу П уазейля для максимальной скорости частиц ж идкости на оси потока.

В дальнейш ем, говоря о расходе, будем им еть в виду удельны й объемный расход, то есть расход в щ елевом канале единичной ш ирины. Расход в пристенных слоях находится интегрированием следую щ его

Рис. 4.17. Эпюры скорости и напряжения сдвига при течении в трещин, вязкопластичной нефти

Расход в ядре:

Общий расход вязкопластичной ж идкости по всему сечению потока равен сумме двух последних вы раж ений. В развернутом виде уравне­ ние удельного расхода запиш ется следую щ им образом:

Это известное уравнение Воларовича— Гуткина, полученное для по­ тока торф яны х суспензий. Если рассм атриваем ы й щ елевой канал свер­ нуть в кольцо со средним радиусом R, то можно получить вы раж ение для расхода вязкопластичной ж идкости в канале кольцевого сечения:

Это вы раж ение можно, в частности, использовать д л я расчета тече­ ния вязкопластичного промывочного раствора в затрубном простран­ стве при бурении скваж ин.

З асл у ж и вает внимания безразм ерное отнош ение ф изических вели­ чин, входящ их в уравнение (4.38):

(4.40)

hAp

ной глубины проникновения L в трещ ину В П Ж следует пользовать­ ся вы раж ением (4.42), в котором раскры тие трещ ины ум еньш ается на величину Ф БМ -объем а:

П родолж ительность проникания t ж идкости в трещ ину на ту или иную глубину L (t) определяется интегрированием уравнения расхода (4.38) при условии, что расход равен q = 2h d L /d t.

У равнение, позволяю щ ее производить расчет врем ени заполнения свободной трещ ины вязкопластичной жидкостью , им еет вид:

— координата головной части струи.

На рис. 4.18 представлено граф ическое реш ение уравнения (4.46).

Рис. 4.18. Критериальная зависимость глубины проникновения потока вяз­ копластичной жидкости в трещину от времени