image

Территория Нефтегаз № 4 2016

Бурение

01.04.2016 10:00 Перспективы применения новых технологий при цементировании нефтяных и газовых скважин
В статье рассматриваются пути решения таких вопросов, как регулирование реологических параметров цементного раствора при цементировании нефтяных и газовых скважин, улучшение качества затвердевшего цементного камня, обеспечение его долговечности с применением современных технологий, в том числе нанотехнологий.
Известно, что для регулирования реологических параметров цементного раствора в зависимости от глубины и термобарических характеристик скважины добавляют различные реагенты.
В настоящее время для улучшения реологических параметров цементного раствора и качества цементного камня, образовавшегося в результате процесса гидратации, компании производят множество химических добавок.
При проведении лабораторных исследований использовалась продукция, произведенная в России и Италии. Эти химические добавки состоят в основном из гидрофобизирующих ингредиентов, суперпластификаторов и наномодификаторов, образовавшихся в результате синтеза продуктов нефтехимии и их отходов.
Из экспериментов, проведенных в лабораторных условиях, становится ясно, что суперпластификаторы и наномодификаторы, добавленные в цементный раствор, наряду с регулированием таких реологических параметров, как растекаемость, динамическое напряяжение сдвига, начало и конец загустевания, обеспечивают также способность раствора к адгезии (прилипанию), способствуют образованию гидрофобной поверхности в цементном камне. Добавление этих реагентов способствует улучшению прочностных свойств полученного цементного камня при изгибе и сжатии, снижению пористости и проницаемости до минимального уровня. Бентонит, который используется в качестве структуробразующего агента, придает пластичность цементному камню, а также обеспечивает объемное расширение цементного раствора.
В статье также приводятся результаты испытаний выбранного состава на консистометре КЦ-3 в условиях, приспособленных к скважинному режиму.
Ключевые слова: цементирование, гидрофобизатор, суперпластификатор, модификатор, адгезия, агрессивные пластовые воды, металлические наночастицы.
Ссылка для цитирования: Абдуллаев А.И., Гулиев И.Б., Багиров О.Э., Гасымов И.A., Мамедов Р.М. Перспективы применения новых технологий при цементировании нефтяных и газовых скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 4. С. 26–31.
Открыть PDF


В настоящее время для улучшения реологических параметров цементного раствора и качества цементного камня, образовавшегося в результате процесса гидратации, производится множество химических добавок. Они состоят главным образом из гидрофобизирующих ингредиентов, суперпластификаторов и модификаторов, образовавшихся в результате синтеза продуктов нефтехимии и их отходов. В целях улучшения физико-механических свойств цементного камня изучались совместимости одновременного использования суперпластификаторов и модификаторов в цементном растворе [8, 9].
26-31.pngДобавление в цементный раствор модификаторов в незначительных концентрациях приводит к существенным изменениям его структуры, механических и коллекторских свойств. Добавление суперпластификаторов и гидрофобизаторов обеспечивает сохранение физико-механических свойств цементного камня и железобетонных изделий в ходе их эксплуатации в течение длительного времени [3]. Добавление реагентов в цементный раствор для различных целей (сохранение прочностных и пластичностных свойств цементного камня, обеспечение гидрофобности, сохранение пористости и проницаемости на минимальном уровне, улучшение адгезии за счет объемного расширения на поверхности «порода – цементный камень – обсадная труба», получение однородной цементной массы, сведение к минимуму водоотделения в ходе процесса гидратации и предотвращение осаждения наполнителей) в конечном результате обеспечивает качество цементного камня. Высококачественное цементирование колонн зависит не только от вышеупомянутых свойств цементного раствора. Проведение качественного цементирования и получения цементного камня, соответствующего высоким стандартам, зависит от многих факторов, в том числе от некоторых управляемых параметров.

Эти факторы можно условно разделить на три группы [4]:

  1. геологические – тип флюида, его количество в пробуренном пласте, степень минерализации подземных вод, литология пород, пластовое давление и давление гидроразрыва, термический градиент;
  2. технические – конструкция скважины и угол наклона, эксцентричность колонны, наличие каверн и сужений, образование каналов в стволе, использование центраторов, турбулизаторов и скребков;
  3. технологические – вид и свойства вытесняемого бурового и тампонажного растворов, объем и природа буферного раствора, режим течения растворов в кольцевом пространстве, физическое-химическое взаимодействие, время динамического взаимодействия раствора со стенкой скважины, вращение колонны и перемещение вдоль оси во время цементирования, время схватывания цементного раствора, прочность и проницаемость цементного камня, вид цементирования и т.д. Проницаемость цементного камня, образовавшегося после крепления колонн, приводит к накоплению давления в устье колонны во время эксплуатации скважины. Одной из причин образования давления за колонной является отсутствие пластичности цементного камня. Так, при отсутствии пластичности цементного камня при перфорации эксплуатационной колонны во время мгновенного повышения давления, температуры и удара, наряду с отверстиями также образуются и микротрещины. Это, в свою очередь, создает ряд проблем. В период эксплуатации скважины создается сообщение между пластами, что приводит к преждевременному обводнению продуктивных пластов, и в связи с этим применяется ряд неотложных технологических мер по восстановлению. В конечном счете, это способствует увеличению себестоимости нефти [4]. В работах [6–7] описаны результаты добавления бентонитового порошка к тампонажному раствору с целью обеспечения непроницаемости цементного камня, а также улучшения механических и других свойств. В нашем случае также изучено влияние изменения концентрации бентонитовой глины на свойства тампонажного раствора (рис. 1–3). Первичные исследования проводились при температуре 75 °C и давлении 1 атм. Лабораторные исследования проводились в соответствии с действующим в настоящее время стандартом ГОСТ 26798.1-96 [5]. Изучено влияние концентрации бентонитовой глины на прочность и растекаемость цементного камня при одинаковом водоцементном соотношении. Из рисунков 1 и 2 видно, что добавление бентонитовой глины к цементному порошку приводит не только к уменьшению растекаемости, но и к ухудшению прочностных свойств цементного раствора. Очевидно, водоцементное отношение 0,6 по прочностным характеристикам цементного камня, а также по растекаемости цементного раствора не приемлемо для цементирования скважин. В таблице 1 приведены результаты экспериментов, проведенных с применением в различных концентрациях суперпластификатора производства компании Durocem (Италия) при температуре 75 °С и давлении 1 атм. В условиях высокого давления (500 атм.) и температуры (100 °С) на консистометре КЦ-3 после трехчасового режима испытания изучены растекаемость, начало и конец схватывания приготовленного цементного раствора. После извлечения цементного раствора из консистометра было установлено, что растекаемость цементного раствора изменилась в пределах 13–15 см (рис. 3, диаграмма 3). Полученные результаты по растекаемости (ниже 15 см) не обеспечивают успешное завершение цементирования без осложнений. С целью устранения данной проблемы, а также регулирования реологических свойств тампонажного раствора, начала и конца времени схватывания, скорости выделения свободной воды и физико-механических, коллекторских и гидрофобных свойств цементного камня после затвердевания, наряду с модификаторами к тампонажному раствору были добавлены металлические наночастицы (МНЧ) и изучено их влияние. Получены весьма интересные результаты (табл. 2) [1–2; 6–7]. Как видно из рисунка 3 (диаграмма 2), после трехчасового режима испытания тампонажного раствора на КЦ-3 растекаемость составляет 16,0–19,5 см. При водоцементном отношении 0,6 после добавления суперпластификатора и модификатора на взятый тампонажный цемент марки ПЦТ 1-100 прочность цементного камня на сжатие увеличилась на 15%, а на изгиб – на 25% (рис. 4, диаграммы 1–2). При добавлении МНЧ физико-механические свойства еще улучшились: прочность на сжатие увеличилась на 19%, прочность на изгиб – на 17% (рис. 4, диаграммы 3–4). Таким образом, показатели образца 5 в термобарической среде Р=50 МПа, Т=100 °С можно принять в качестве наилучшего варианта для проведения цементирования. Проницаемость цементного камня после добавления суперпластификатора, модификатора и Cu наночастиц варьирует в пределах 0–3 мД, что считается очень низкой проницаемостью (табл. 3) [10]. После полного высушивания при комнатной температуре в течение 20 дней образцы цементного камня выдерживали в пресной воде в течение 60 часов. В течение этого периода была изучена зависимость скорости абсорбции жидкости образцами от времени и построена диаграмма (рис. 5), из которой видно, что образцы 1, 2 и 3 через 36 часов поглощают соответственно 0,56; 0,62 и 0,67% жидкости, а в течение последующих 24 часов эти цифры оставались стабильными, т.е. на поверхности образца цементного камня проходил процесс гидрофобизации. Таким образом, подтверждена эффективность разработанной технологии при цементировании обсадных колонн в скважинах глубиной 3000–4000 м с термобарическими показателями P=50 МПа, Т=100 °С.

Выводы:

  1. При водоцементном отношении 0,6 при добавлении на тампонажный портландцемент ПЦТ 1-100 суперпластификатора растекаемость полученного раствора увеличилась на 15–20%, прочность на сжатие цементного камня – на 15%, прочность на изгиб – на 25%, а водоотделение уменьшилось на 70–75%.
  2. После добавления наночастиц Cu в вышеупомянутый состав реология цементного раствора и физико-механические свойства цементного камня еще усовершенствовались (растекаемость полученного раствора увеличилась на 5–6%, прочность на сжатие цементного камня – на 19%, на изгиб – на 17%).
  3. Проницаемость полученного цементного камня является минимальной.
  4. Полученный цементный камень имеет гидрофобную поверхность.
  5. Устойчив к агрессивным пластовым водам, бактериям и коррозии.
26-31_2.png

Таблица 1. Результаты экспериментов, проведенных с применением в различных концентрациях суперпластификатора производства компании Durocem (Италия), изготовленным при температуре 75 °С и давлении 1 атм.

Реология цементного раствора

Rheology of the cement slurry

Образец 1

Sample No. 1

Образец 2

Sample No. 2

Образец 3

Sample No. 3

Выход полученной продукции, см3

Product yield, cm3

1762

1771

1778

Объемное расширение, %

Cubic dilatation, %

6,5

7,0

7,4

Удельный вес, г/см3

Specific gravity, g/cm3

1,85

1,83

1,84

Растекаемость, см

Spreadability, cm

24

25

25

Водоотделение, см3

Water gain, cm3

2,5

1,9

1,3

Время схватывания, часы

Setting time, hours

Начало

Start

14:20

14:20

10:15

Конец

End

+0:40

+0:40

+6:30

Предел прочности на изгиб, МПа

Bending strength, MPa

Через день

In 1 day

3,2

3,2

3,3

Через 2 дня

In 2 days

3,3

3,3

3,5

Через 7 дней

In 7 days

3,5

3,5

3,6

Предел прочности на сжимаемость, МПа

Compressing strength, MPa

Через день

In 1 day

10,1

10,1

10,6

Через 2 дня

In 2 days

13,4

13,4

13,9

Через 7 дней

In 7 days

15,0

15,0

15,8

Таблица 2. Изменение реологических характеристик цементного раствора после добавления металлических наночастиц

Реология цементного раствора

Rheology of the cement slurry

Образец 4

Sample No. 4

Образец 5

Sample No. 5

Образец 6

Sample No. 6

Удельный вес, г/см3

Specific gravity, g/cm3

1,85

1,83

1,84

Растекаемость, см

Spreadability, cm

17,5

19,5

18

Водоотделение, см3

Water gain, cm3

0,5

0,2

0,4

Время схватывания, час

Setting time, hour

Начало

Start

12:20

8:10

18:00

Конец

End

+8:40

+7:50

+9:45

Предел прочности на изгиб, МПа

Bending strength, MPa

Через день

In 1 day

3,7

3,8

3,7

Через 2 дня

In 2 days

3,8

4,0

3,9

Через 7 дней

In 7 days

4,1

4,1

4,2

Предел прочности на сжимаемость, МПа

Compressing strength, MPa

Через день

In 1 day

12,6

13,1

12,9

Через 2 дня

In 2 days

15,9

16,9

16,1

Через 7 дней

In 7 days

17,5

18,8

18,3


Таблица 3. Коллекторские свойства образца цементного камня после добавления суперпластификатора, модификатора и Cu-наночастиц

No.

Коллекторские свойства образца цементного камня

Reservoir properties of cement stone sample

Образец 4

Sample No. 4

Образец 5

Sample No. 5

Образец 6

Sample No. 6

1

Проницаемость, мД

Permeability, mD

2,5

0,88

2,1

2

Пористость, %

Porosity, %

8,5

9

7,8



26-31-r_1.png

26-31-r_2.png

26-31-r_3.png

26-31-r_4.png

26-31-r_5.png



← Назад к списку


im - научные статьи.