image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 1-2 2017

Добыча нефти и газа

01.1-2.2017 10:00 Изоляция посторонних вод с помощью наноструктурированного пеноцементного раствора
В статье рассмотрены проблемы, создаваемые посторонними водами в добывающих скважинах, научные основы разработки нанотехнологий в направлении решения этих проблем и результаты применения на промыслах. Известно, что в процессе затвердевания цемента происходит снижение давления, создаваемого на устье скважины, до гидростатического давления, созданного водным столбом, а в некоторых случаях намного ниже. В то же время внутрь сформированного цементного камня по внутренним капиллярным каналам проникают пластовые воды, образуя там водные пояса. На более поздних стадиях затвердевания эти пояса превращаются в пустые каналы. Они, в свою очередь, становясь «проводниками» посторонних вод, способствуют образованию связи между пластом и стенкой скважины, что в дальнейшем приводит к нарушению герметичности. В целях решения данной проблемы предлагается использовать наноструктурированный пеноцементный раствор (НСПЦР). Давление, создаваемое пузырьками воздуха внутри пеноцементного раствора, оказывает сопротивление движению жидкости по внутренним капиллярным каналам. Следовательно, во время затвердевания раствора давление в устье скважины не уменьшается. Камень НСПЦР не деформируется во время его формирования и после отверждения превращается в пористый непроницаемый каркас.
Ключевые слова: гидростатическое давление, водные пояса, эффект Жамена, наночастица.
Ссылка для цитирования: Шамилов В.М., Сафаров Я.О., Шамилов Ф.В. Изоляция посторонних вод с помощью наноструктурированного пеноцементного раствора // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1–2. С. 52–56.
Открыть PDF


Одним из факторов, усложняющих эффективное использование потенциальных возможностей нефтяных и газовых месторождений в ходе их разработки, является нарушение режима эксплуатации скважин в результате проникновения в призабойную зону посторонних вод из верхних и нижних пластов.

Верхние воды попадают в скважину из-за низкого качества цементного кольца за эксплуатационной колонной, а также в результате его повреждения. Проникновение нижних вод в призабойную зону происходит из-за недостаточно надежной изоляции пластов при строительстве скважин или плохого качества цементного моста внутри эксплуатационной колонны при возвращении в верхние горизонты.

Image_008.png
Рис. 1. Объемное расширение НСПЦР

Fig. 1. Volume expansion of NFCM

Для успешного решения этой проблемы должны быть тщательно изучены глубина нахождения этих вод и их физико-химические свойства.

Использующиеся для этой цели технологии изоляции должны обеспечивать продавливание в пласт изоляционного материала в предназначенном объеме под высоким давлением (в допустимом пределе), а при промывке остатков материала предотвратить возможный приток из пласта в скважину и обеспечить поддержание скважины под давлением во время затвердевания. Изоляционные материалы должны обладать высокой текучестью, способностью проникать по микроканалам в пласт под давлением и, затвердевая в обводненной части, изолировать посторонние воды.

Начиная с ранних этапов развития нефтяной и газовой промышленности и до наших дней суспензии портландцемента широко используются как основной изоляционный материал при бурении нефтяных и газовых скважин для крепления ствола скважины и изоляции пластов друг от друга. Для этого готовят цементные суспензии на нефтяной и водной основе и закачивают в пласт под давлением. Однако этот изоляционный материал, позже превращенный в твердую массу (камень), не может полностью предотвратить проникновение посторонних вод в скважину [1].

Так, цементный камень имеет поры в широком диапазоне размеров – от 10-9 до 10-3 м. Объединяясь, эти поры образуют проводящие каналы. В результате воздействия высокого давления и температуры размеры канала еще больше увеличиваются, приводя к увеличению проницаемости цементного камня [2].

В то же время добавление к цементному раствору замедлителей и других регулирующих пластификаторов приводит к ослаблению его прочностных свойств.

Image_007.png

Рис. 2. Прочностные показатели камня НСПЦР
Fig. 2. Strength characteristics of NFCM stone

Известно, что во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) цементного раствора давление в кольцевом пространстве снижается до уровня гидростатического давления столба жидкости затворения и даже ниже. В этот момент в зацементированное кольцевое пространство может проникать пластовая жидкость, образуя там водные пояса. На поздних стадиях затвердевания эти пояса превращаются в пустые каналы и являются «проводниками» пластовых вод. Они создают связь между пластом и стенкой скважины, что приводит к нарушению герметичности крепи скважины [3].

Одним из способов решения данной проблемы является применение пеноцементных растворов. При формировании структуры пеноцементного камня давление во время ОЗЦ не снижается. Этому способствуют находящиеся в объеме цементного раствора пузырьки воздуха. Они способны создавать дополнительное сопротивление движению жидкости в сформировавшихся капиллярах пеноцементного раствора и проводящих каналах пласта (эффект Жамена) [4].

В целях решения проблемы была приготовлена наносистема из композиции, состоящей из поверхностно-активного вещества (ПАВ) на основе протеинового эфира, оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ) и наночастиц меди
(Cu МНЧ). Исследовано влияние композиции на цементный раствор, и разработан новый наноструктурированный пеноцементный раствор (НСПЦР), образующий депрессионно-устойчивый каркас, обладающий объемным расширением, высокой адгезией и минимальной проницаемостью.

Image_010.png

Рис. 3. Динамика капитальных ремонтов скважины № 1275
Fig. 3. Dynamics of capital repairs of well No. 1275

Добавление Cu МНЧ к цементному раствору способствует увеличению начала схватывания до 70 %, прочности полученного цементного камня на сжатие – до 25 %, прочности на изгиб – до 55 %, на разрыв – до 5 % и на растяжение – до 35 % [5, 6].

Наличие ОЭДФ в составе продлевает затвердевание раствора до необходимой степени и повышает предел прочности сформированного камня на более позднем этапе. Ионы кальция, алюминия, кремния и железа, содержащиеся в цементном клинкере, вступая в химическую реакцию с активными функциональными группами в процессе гидратации, образуют циклическую структуру, что приводит к улучшению физическо-механических свойств цементного камня и уменьшению проницаемости в 2,0–2,5 раза [7–9].

Image_011.png
Рис. 4. Динамика дебита и содержания механических примесей в скважине № 1275

Fig. 4. The dynamics of the output and content of mechanical impurities in the well No. 1275

В соответствии с эксплуатационными параметрами скважин, в которых применяли предложенную технологию, были выбраны концентрации ПАВ (при поддержании фиксированного количества других компонентов), изучены объемное расширение приготовленной жидкости, ее реология и физико-механические свойства образованного каркаса. Было установлено, что за счет изменения концентрации ПАВ в растворе от 0,1 до 0,5 % возможно увеличить объемное расширение от 15 до 60 % (рис. 1).

В процессе затвердевания объем НСПЦР остается неизменным, образуется камень того же размера. В соответствии с объемным расширением прочностные характеристики НСПЦР-камня меняются: на изгиб – 3,45÷2,02 МПа и на сжатие – 19,3÷13,29 MПa (рис. 2).

При высоких значениях объемного расширения (45÷60 %) через 48 часов после затвердевания деформация составляет 0,7÷0,8 %, и ни при каком случае образование трещин в камне не наблюдается. При увеличении пены в составе раствора процент пористости увеличивается, но ввиду отсутствия связи между пузырьками проницаемость в формирующемся каркасе уменьшается (таблица).

Технология была испытана на месторождениях Локбатан-Пута-Гушхана, Атешгях, Бузовна-Маштага, Нефт Дашлары-Пираллахы, достигнуты положительные результаты.

Выбранная для применения добывающая скважина № 1275 (фильтрационный интервал 1591÷1569 м) горизонта QG месторождения Бузовна была перфорирована 27.12.2012 г. и введена в эксплуатацию с дебитом 1,5 т/сут нефти, 6,5 м3 воды. В период эксплуатации из-за регулярного проникновения в забой скважины верхних вод с интенсивным пескопроявлением рабочий режим периодически нарушался, добыча была приостановлена. В течение последнего года проведение шести капитальных ремонтов, направленных на решение существующих в скважине проблем, оказалось безрезультатным (рис. 3).

Image_013.jpg

С этой целью 23.04.2015 г. в скважине проводилась изоляция верхних вод с применением НСПЦР. После разбуривания цементного стакана в призабойной зоне скважина была освоена без перфорации. За короткое время рабочий режим скважины был отрегулирован, скважина эксплуатируется с дебитом 2,6–3,0 т/сут нефти и 3,5 м3 воды. С применением нанотехнологии было предотвращено пескопроявление, изолированы посторонние воды (рис. 4).

Применение технологии целесообразно также для покрытия дефектов и повреждений в колоннах, предотвращения поглощений при бурении, при креплении скважин с аномально низким пластовым давлением.

 

Таким образом, с применением НСПЦР:

  • образован прочный каркас с высоким пределом прочности, минимальной проницаемостью и стойкий к воздействию агрессивных пластовых вод;

  • изолированы посторонние воды;

  • сокращены расходы по сбору, транспортировке и утилизации ежедневно добываемых пластовых вод;

  • восстановлен естественный скелет призабойной зоны, из-за предотвращения пескопроявления межремонтный период увеличился с 60 до 250 дней.


Изменение характеристик НСПЦР в процессе затвердевания в зависимости от концентрации ПАВ
Changing NFCM characteristics in the solidification process, depending on the concentration of surface active substances

Концентрация ПАВ

The concentration of SAS

Плотность, г/см3

Density, g/cm3

Текучесть, см

Flowability, cm

Время схватывания при температуре 75 °C, ч мин

Time of the solidification at a temperature of 75 °C, hours

Объемная деформация (через 48 ч), %

Volumetric strain (after 48 hours), %

Пористость, %

Porosity, %

Проницаемость, мД

Permeability, MD

Начало

Beginning

Конец

The end

0,1

1,65

22

2.30

3.45

0,1

18,5

2,15

0,2

1,63

23

2.45

4.10

0,3

21,2

4,95

0,3

1,59

25

3.10

4.40

0,5

26,4

6,88

0,4

1,57

25

3.25

5.25

0,7

29,7

10,47

0,5

1,51

25

3.45

5.45

0,8

35,2

13,45



← Назад к списку


im - научные статьи.