технологии
щ
Проблемы при цементировании скважин Е^нЫЦ- современные химические решения
для их предупреждения
PROBLEMS WITH WELL CEMENTING AND MODERN CHEMICAL
SOLUTIONS FOR THEIR PREVENTION
V. SAS, I. PANOV, M. MASHAROV, V. PONOMAREV, «Himprom» LLC
During the oil and gas wells cementing with abnormally high formation pressure there is a necessity of rationing sedi-mentological stability of cement slurries to increase which can be recommended to use the whole complex of measures to reduce the rate of filtration of cement mortars. This calls for a deliberate change the properties of cement mortars by
treating them with chemicals.
Keywords: casing column cementing, cementing slurry, filtration of cement mortars, water loss reducer, WellFix FL-2,
the cement slurry sedimentation.
Одной из основных задач цементирования скважин является длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод. Серьезное осложнение после цементирования обсадных колонн - фильтрация пластового флюида по цементному кольцу, вызывающая возникновение межколонных давлений, достигающих в условиях АВПД 15 МПа [1].
В период структурообразования там-понажного раствора уменьшается его гидростатическое давление на флюидо-содержащие пласты горных пород. При этом тампонажный раствор еще обладает повышенной проницаемостью, что позволяет свободно перемещаться сквозь него жидкостям и газам. Формирование флю-идопроводящих каналов в структуре твердеющего тампонажного раствора обуславливается процессом седиментации це-
Актуальной задачей специалистов в области крепления скважин становится разработка рецептур седиментационно устойчивых тампонажных растворов, исключающих фильтрацию пластового флюида через тампонажный раствор во время его структурообразования и снижения давления на пласт, создаваемого тампонажным раствором.
ментного раствора и напорного воздействия пластового флюида.
Соответственно, актуальной задачей специалистов в области крепления скважин становится разработка рецептур се-диментационно устойчивых тампонажных растворов, исключающих фильтрацию пластового флюида через тампонажный раствор во время его структурообразова-ния и снижения давления на пласт, создаваемого тампонажным раствором.
Изменение свойств цементных растворов и образующегося камня осуществляется путем обработки их специальными химическими реагентами, которые можно разделить на следующие группы:
- ускорители и замедлители схватывания и твердения тампонажных растворов;
- пластификаторы (разжижители);
- понизители фильтрации;
- пеногасители;
- газоблокаторы;
- наполнители.
Помимо седиментационной устойчивости к показателям тампонажных растворов, количественное изменение которых часто вызывается необходимостью технологии или особенностями условий скважины, относятся время загустевания и сроки схватывания, реологические и фильтрационные свойства, а также механическая прочность, проницаемость и коррозионная устойчивость цементного камня.
Как показывает практический опыт, количественное изменение одного показателя тампонажного раствора приводит к изменению другого (или других) параметра, и в некоторых случаях в нежелательном направлении. Как правило, реагенты и
В.Н. САС,
коммерческий директор
v.sas@himprom-group.ru
И.В. ПАНОВ,
магистр химии, заведующий лабораторией буровых растворов
М.Т. МАШАРОВ,
магистр химии, инженер лаборатории буровых растворов
В.А. ПОНОМАРЕВ,
специалист сектора цементирования
ООО «Химпром»
При цементировании обсадных колонн нефтяных и газовых скважин с наличием зон АВПД возникает необходимость нормирования седиментационной устойчивости тампонажных растворов, для повышения которой может быть рекомендован к использованию весь комплекс мероприятий по снижению показателя фильтрации цементных растворов. Это вызывает необходимость целенаправленного изменения свойств цементных растворов путем обработки их химическими реагентами.
Ключевые слова: цементирование обсадных колонн, тампонажные растворы, фильтрация цементных растворов, понизитель водоотдачи, WellFix FL-2, цементный раствор седиментация
ш
технологии
По результатам лабораторных тестов установлено, что реагент WellFix FL2 является универсальным понизителем водоотдачи и обеспечивает седиментационную устойчивость, не загущая тампонажный раствор.
материалы, вводимые в тампонажные системы, оказывают комплексное воздействие и изменяют одновременно несколько параметров [2].
Так, регуляторы фильтрации на основе гидроксиэтил-целлюлозы изменяют реологию (сильное загущение) и замедляют сроки схватывания цементных растворов при пониженных забойных температурах, что вызывает необходимость применения дополнительных реагентов для приведения этих параметров к норме.
Путем решения данной проблемы является, например, сокращение количества применяемых добавок за счет использования реагентов, которые способны регулировать один из параметров, не вызывая побочных эффектов.
Специалистами ООО «Химпром» был разработан универсальный понизитель фильтрации тампонажных растворов WellFix FL2, представляющий собой синтетический полимер на основе акриловой кислоты. Особенностью разработанного реагента является способность эффективно снижать фильтрацию цементного раствора, не влияя при этом на реологические параметры, что позволяет получить облегченные тампонажные растворы и тампонажные растворы нормальной плотности для температур 20 - 180 0С без использования диспергирующих реагентов.
Показатели тампонажного раствора плотностью 1,92 г/см3, приготовленного с использованием цемента ПТЦ I - G-CC-1 (В/Ц - 0,44) с добавкой 0,6% WellFix FL2, приведены в табл. 1.
Табл. 1. Показатели тампонажного раствора с добавкой WellFix FL2
Характеристика Значение
Растекаемость, мм более 250
Плотность, г/см3 1,92
Сроки схватывания, час. мин.
Начало 5-30
Конец 5-45
Время загустевания, мин. 300
Водоотделение, мл 0
Водоотдача (ВМ-6), см3/30мин. 0
Водоотдача при 7 МПа (1000 psi), мл/30мин. 42
Пластическая вязкость, сПз 55
ДНС, Па 1,2
СНС, Па 1/1,5
Табл. 2. Прочностные характеристики и проницаемость цементного камня
Характеристика Значение
Предел прочности при изгибе, МПа 8,0
Предел прочности при сжатии, МПа 39,8
Прочность на сжатие после процесса
водоотдачи, МПа
Корка (обезвоженная часть) 15,6
Жидкая часть 35,2
Проницаемость камня, мД 0,04
Проницаемость после процесса водоотдачи, мД 0,07
Адгезия цементного камня с колонной, МПа 1,6
Прочностные характеристики и проницаемость цементного камня при температуре 75 0С приведены в табл. 2.
По результатам лабораторных тестов установлено, что реагент WellFix FL2 является универсальным понизителем водоотдачи и обеспечивает седиментационную устойчивость, не загущая тампонажный раствор. Также установлена следующая особенность применения WellFix FL2: добавка реагента увеличивает время до начала схватывания цементного раствора, а затем способствует его стремительному затвердеванию. Данный эффект позволяет цементному раствору в кольцевом пространстве передавать полное гидростатическое давление на стенку ствола скважины до момента образования цементного камня. Это предотвращает формирование флюидопроводящих каналов в цементном стакане и фильтрацию пластового флюида по цементному кольцу.
Реагент WellFix FL2 может добавляться как в сухой цемент, так и в жидкость затворения. Рекомендуемый диапазон концентраций реагента составляет 0,3 - 1,6% к массе сухого цемента и зависит от требуемых плотности цементного раствора и величины водоотдачи. При приготовлении тампонажного раствора с добавкой реагента WellFix FL2 в процессе затворения и перемешивания не происходит вовлечения воздуха и последующего пенообразования, что исключает необходимость использования пеногасителя.
По результатам промышленного применения регулятора фильтрации WellFix FL2 при цементировании скважин Самотлорского, Приобского и Салымского месторождений ХМАО Тюменской области подтверждена эффективность и технологичность реагента при приготовлении тампонажных растворов нормальной плотности. При применении WellFix FL2 достигнута экономия за счет уменьшения количества применяемых реагентов.
Литература
1. Материалы Научно-технического совета ОАО «Газпром». Проблемы и пути повышения эффективности и качества строительства сверхглубоких скважин в условиях аномаль-новысоких пластовых давлений, температур и агрессивных сред. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000.
2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.
3. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. М.: Недра, 1999.
4. Мильштейн В.М. Цементирование буровых скважин. Краснодар, 2003.
5. Рябоконь С.А. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин. Краснодар, 2003.
Literature
1. Materials of the Scientific-technical council of JSC «Gazprom». Problems and ways of improving the efficiency and quality of construction of deep wells under conditions of abnormally high formation pressures, temperatures and aggressive environments. M.: «IDC Gazprom» LLC, 2000.
2. Basarygin Ju.M., Bulatov A.I., Proselkov Ju.M. Oil and gas wells drilling: Textbook for high schools. M: LLC «Nedra-Business-center» LLC, 2002.
3. Bulatov A.I., Makarenko P.P., Proselkov Ju.M. Boring flushing and grouting solutions M: Nedra, 1999.
4. Milshtein C.M. Wells cementing. Krasnodar, 2003
5. Ryabokon S.A., Modern technologies and technical means for securing oil and gas wells. Krasnodar, 2003.
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.