CC BY
237
ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
УДК 622.245.422.4
Д. А. Кузин, С. В. Крупин, Д. В. Чесноков
ПОДБОР РЕЦЕПТУРЫ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ПОД УСЛОВИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ ПРИВОЛЖСКОГО РЕГИОНА
Ключевые слова: тампонажные цементы, добавки в облегченные растворы, API, адгезия, фильтрационныепотери, повышение времени межремонтного периода, время загустевания.
Исследованы стандартные рецептуры тампонажных составов облегченной и нормальной плотности. Разработаны оптимальные концентрации реагентов, регулирующих свойства цементного раствора и цементного камня. Отрегулированы потери при фильтрации, водоотделения, времени загустевания под условия нефтяных месторождений Приволжского региона.
Key words: oil well cement additive in lightweight solutions, aAPI, adhesion, Fluid loss, increase the time turnaround time, thickening time.
The paper tested standard formulations of lightweight and normal slurry cementing compositions. The optimal concentration of the reactants regulating the properties of the cement slurry and cement stone. Adjusted filtering options, water separation. Thickening time under the conditions of the oil fields of the Volga region.
Введение
В строительстве нефтяных скважин после бурения и спуска эксплуатационной колонны применяются различные виды тампонирующих цементных растворов, которые в зависимости отгеолого-технических условий, могут содержать разнообразные химические добавки. В Приволжском регионе температура нефтеносных пластов около 28-38оС, средняя глубина скважин от 1000м до 2500м и пластовое давление от 150 до 230 атм,соответственно и тампонажные растворы должны работать в данном термобарическом режиме.
Теоретические положения
Свойства и способы закачки тампонажных растворов прямым образом влияют на качество крепи цементного камня к эксплуатационной колонне при строительстве скважины и продлевают время ее безремонтного периода эксплуатации [1].
При цементировании глубоких колонн и многопластовых скважин, на непродуктивных интервалах используют облегченные цементные растворы (ЦР) и нормальные по плотности ЦР на интервалах подвергающихся воздействию перепадов давлений это продуктивные, эксплуатируемые горизонты.
Состояние цементного кольца за обсадной колонной непосредственно влияет на герметичность разобщения продуктивных, газо- и водоносных горизонтов, а также защиту обсадных колонн от негативного влияния пластовых флюидов. Разрушение тампонажного камня вдоль колонны приводит к возникновению заколонных перетоков, проявлению пластовых флюидов возле устья скважины, межпластовым перетокам и соответственно, преждевременному обводнению пласта в нефтегазоносных горизонтах. Для исключения возникновения указанных проблем к цементному раствору, а в последующем к
цементному камню, предъявляется ряд требований, указанных в таблице 1.
Повышение качества крепления обсадных колонн подразумевает комплексный подход, включающий использование различных добавок, регулирующих свойства цементного раствора. Каждый компонент в системе будет влиять на строго определенные параметры ЦР, тем самым регулируя характер заполнения ЦР пространства между колонной и породой в пробуренной скважине [2,3].
Реологические параметры раствора необходимы для представления возможности расчета процесса движения ЦР, через технологическое оборудование и определенияхарактера течения по кольцевому пространству между колонной и породой до места тампонирования. Оптимальным считается турбулентное движение тампонажного раствора, которое без работы цементировочного оборудования на предельных значениях, можно получить понижением реологических характеристик раствора и соответственно повышением показателей растекаемости раствора, что обеспечивается вводом в тампонажный раствор пластификаторов.
Воздействие перепада давленияна столб жидкости в виде цементного раствора в кольцевом пространстве за колонной, может достигать значений до 20 МПа, и в связи с этим, находящаяся в растворе вода должна быть удержана специальными добавками, способными связывать воду с частицами цемента.
Цементный камень должен обладать высокими прочностными показателями и быть безусадочным, иметь высокие показатели адгезии к металлу обсадной трубы, соответственно для регулирования этих параметров применяются упрочняющие, водоредуцирующиеи повышающие адгезию добавки. На прочностные параметры тампонажного камня так же влияют и характеристики минерального состава цемента, гранулометрический состав, так и условия, в которых происходят
гидратация и твердение образцов (температура и давление в скважине) [4].
Качество цементирования на вертикальных скважинах подразумевает необходимость расчета максимальной плотности ЦР, исходя из фактической глубины, свойств пород, необходимой прочности цементного камня и возможностей технологического оборудования. Обычно на месторождениях Приволжского региона применяют двух интервальные заливки, содержащие два вида цементного раствора, это облегченной плотности 1,65г/см3и нормальной 1,92г/см3 плотности.
Таблица 1 - Оптимальные параметры цемент месторождений Приволжского региона
Требования к тампонажному составу
Основные требования к свойствам цементного раствора рассмотрены в стандартах:АР1 10A (American Petroleum Institute), ISO 10426-2:2003 (International Standardization Organization), в которых указаны способы, оборудование и методики измерения параметров цементного раствора. [5, 6,7]. Так же к ЦР отдельные сервисные компании выставляют требования, основанные на результатах собственных анализов по опыту использования тампонажных цементов.
створа, для применения в условиях нефтяных
^ч Физические ^ч параметры/ ^ч приборы Вид ЦР ^Ч Плотность, г/см3 Водо отделение, % Фильтрация, мл Растекаемость, мм Время загустевания, часов
Рычажные весы Наклонный цилиндр (45°) Фильтр-пресс Конус растекаемости АзНИИ Консистометр
Облегченный ЦР 1,65* 0,5** 200 (расч)** Более 250*** 3,5-5 часов****
Нормальный ЦР 1,92* 0** 100 (расч)** Более 250*** 2,5-4 часа****
*- Данные по рекомендуемым плотностям, используемые в общепринятой практике нефтесервисными компаниями, работающими на бездобавочных цементах на территории Поволжья. **- Принятые показатели свойств цемента по стандарту API 10A. ***- Требование ГОСТ 1581-96 (портландцементы тампонажные)
****- Оптимально рекомендуемое времязагустевания для нефтяных скважин Приволжского региона
В соответствии с требованиями, приведенными в табл.1, каждый параметр определяет свойства цемента, необходимые для эффективной обработки и удовлетворения геолого-технических
особенностей, варьирование между параметрами и соответствие параметров ЦР, приводит к успешному выполнению тампонажных работ.
Каждому свойству цементного раствора соответствует свое назначение и методика определения, например,
1. Растекаемость или подвижность, сразу после затворения определяют с помощью усеченного конуса АзНИИ путем отсчета среднего диаметра расплывшегося раствора в двух направлениях (наибольшее и наименьшее). Значения растекаемости может быть контролируемо наличием пластификаторов и увеличением либо уменьшением водоцементного соотношения (В/Ц).
2. Плотность ЦР зависит от плотности самих сухих тампонажных материалов, добавок и жидкости затворения, регулируется содержанием воды в растворе или В/Ц. Так же от плотности зависят и другие параметры, такие как водоотделение, фильтрация свободной воды, прочность цементного камня и т.д.
3. Фильтрации воды из цементного раствора (водоотдача). Для оптимальных условий формирования камня и получения в итоге максимальных прочностных характеристик цементного камня тампонажному материалу необходимо определенное количество воды. В случае наличия в стволе скважины поглощающего интервала и отсутствия в составе тампонажного
раствора понизителя фильтрации вся жидкость из цементного раствора уйдет на поглощение, цементный камень не сформируется. Для появления у цементного раствора свойства образовывать фильтрационную корку и препятствовать выходу из объема необходимой воды в цемент добавляются понизители фильтрации. Они обеспечивают оптимальные условия для формирования цементного камня вдоль обсадной трубы и в итоге повышение качества цементирования. Степень толщины корки зависит от количества понизителя фильтрации ЦР в составе, чем больше корка, тем меньше количество понизителя фильтрации скрепляющего частицы цемента. Однако, понизители фильтрации на основе полисахаридов имеют и побочные отрицательные свойства - ЦР становится вязким, трудно прокачиваемым, соответственно при больших концентрациях внесения такого понизителя фильтрации требуется ввод пластификаторов.
4. Водоотделениеили также
седиментационная устойчивость. Под понятием водоотделения подразумевают способность частиц тампонажного раствора выделять излишнюю воду из раствора и соответственно оседать в жидкости затворения под действием сил тяжести. Количество отделившейся воды может зависеть от разности плотностей твердой и жидкой фаз тампонажного раствора, микроструктуры порового пространства, вязкости жидкости затворения, наличия водоудерживающих компонентов. Измеряется количеством выделившейся воды в наклонном под 45омерном цилиндре.
5. Время начала загустевания, зависит от химико-минерального состава цемента, его удельной поверхности, В/Ц, реагентов, вводимых в раствор, температуры, давления в пласте и других факторов. Определение момента начала сроков схватывания (загустевания) является началом времени потери его подвижности, а значит отсутствие способности к перекачиванию технологическим оборудованием. Измеряется на консистометре при определенных термобарических условиях [7].
6. Механическая прочность цементного камня, характеризуется временным сопротивлением к сжатию, растяжению или изгибуи зависит от химико-минерального состава цемента, В/Ц, удельной поверхности цемента, наличия наполнителей и химических добавок, условий твердения и др. Существенно влияют на прочность цементного камня также температура и давление в пласте [7].
7. Адгезия цементного камняк металлу обсадной колонны, принципиально влияет на качество проводимых работ по цементированию скважин. Низкие значения адгезии влекут за собой быстрый выход скважины наремонт из-за воздействия на колонну различных видов нагрузок (перепады давлений, установки пакеров, гидроразрыв пласта и прочее). Поскольку металл в колонне имеетгораздо большие коэффициенты пластичности, чем цементный камень, то он способен после деформации восстанавливать форму, в отличие от цемента. На месте контакта происходит невосстанавливаемый разрыв, трещина. Данный параметр регулируется путем ввода в ЦР добавок повышающих качество адгезии к металлу. Измеряется по специальной методике при сравнении с модельным раствором.
Тампонажные цементы, из которых изготавливают цементные растворы, могут быть классифицированы и разделяются по вещественному составу в зависимости от содержания добавок, могут быть некоторых видов: 1 - без химических добавок, 2 - с химическими добавками.
Результаты испытаний
С целью проведения сравнительных испытаний предлагаемого и уже используемого цемента, под условияместорождений нефти Приволжского региона, в качестве модельного раствора использовался цемент марки ПЦТ-П-50 - 91% + глинопорошок ПБН-9% заводского смешения, с В/Ц 1,0до плотности 1,65г/см3 и цемент марки ПЦТ-[^-СС-1 до плотности 1,92г/см3 в чистом виде. Все цементы соответствуют минимальным требованиям ГОСТ 1581-96.
Порядок приготовления цементного раствора:
В пресную воду при перемешивании с помощью верхнеприводной мешалки со скоростью 350 об/мин последовательно вводились: понизитель фильтрации; ускоритель схватывания (хлорид кальция), пластификатор. Готовую жидкость затворения переливали в стакан с мешалкой
постоянной скорости на 4000 об/мини сразу после добавления всей порции цемента в раствор вводили пеногаситель, далее продолжили приготовление в мешалке при 12000об/мин. Плотность замерялась непосредственно после приготовления смеси раствора цемента [5].
Результаты проведенных испытаний занесены в таблицу 2. Значения, приведенные в таблице 2, являются средним арифметическим по трем измерениям, по методу Корнфельда выявлена погрешность показаний, которая составила +/-3%.
Использование облегченного тампонажного материала при цементировании глубоких скважин, а также при наличии в разрезе пластов с низкими давлениями гидроразрыва обуславливает облегчение тампонажного цемента с 1,65г/см3 (модельный раствор «№1 - В/Ц=1,0; цемент ПЦТ-П-50 - 91% и глинопорошок ПБН-9%.) до 1,55г/см3 (предлагаемый раствор №2 - Цемент класса G, В/Ц= 0,9; облегчающая добавка, пластификатор, понизитель фильтрации, упрочняющая добавка, пеногаситель, СаС12техн. - 3%) и менее для более глубоких скважин. Разрабатываемые для этих целей добавки на основе алюмосиликатных микросфер и других различных инертных наполнителей, не могут обеспечить качественное разобщение вскрываемых пластов. Одним из недостатков является отсутствие формированияк ристаллической структуры камня на местах контакта поверхностей частиц цемента и сфер, а следствие плохое качество раствора и малая прочность цементного камня. Предлагаемые в данной работе добавки, полностью растворяются в жидкости затворения и способны образовывать достаточное количество кристаллов, что ведет к формированию пространственных связей между частицами. В рецептуре раствора №1 находится облегчающая добавка в виде глинопорошка ПБН, использующегося для поддержания
седиментационной устойчивости и удержания излишней воды в составе цементного раствора. Добавление бентонита в облегченные растворы удлиняет время загустевания ЦР и увеличивает седиментационную устойчивость на пересыщенных водой цементных растворах, повышая вязкость и связывая излишнюю воду. Но необходимо понимать, что бентонит является инертной добавкой, которая значительно понижает прочностные характеристики цементного камня, а полученная прочность и адгезия будут с низкими значениями.
Если уменьшать плотность облегченного ЦР без введения дополнительных добавок, в чистый цемент, помимо бентонита, просто увеличивая В/Ц, с 1,65г/см3 до 1,55г/см3, способность частиц увеличивать кальциевые связи падает, а прочность цементного камня ухудшается на 10-20% [9]. В нашем случае получив более легкую цементную суспензию, плотностью 1,55г/см3 путем введения в раствор №2 указанных выше добавок и исключив глинопорошок ПБН из состава, мы смогли повысить свойства ЦР на 200% и более, в сравнении с плотностью 1,65 г/см3 с 9% бентонита. Тем самым мы увеличили характеристики цементного раствора
и образующегося цементного камня, уменьшив сроки межремонтного периода скважин.
нагрузку на пласты во время заливки и увеличив
Таблица 2 - Сравнение рецептур №1 и №2 облегченных тампонажных цементов и рецептур модельного (№3) и предлагаемого (№4) тампонажного раствора на нормальной плотности - 1,92г/см3
Параметр Модельный раствор №1 Предлагаемый раствор №2 Оптимальные показатели обл. ЦР* Модельный раствор №3 Предлагаемый раствор №4 Оптимальные показатели норм. ЦР*
Плотность, г/см3 1,65 1,55 1,92 1,92
Растекаемость, мм >280 270 >250 250 > 280 >250
Стабильность (водоотделение), % 5 0 <0,5 5 0 <0,5
Рассчитанные фильтрационные потери (по API) при 25°C, мл 740 188 (-293%) <200 650 87 <100
Прочность на изгиб, МПа: Через 24 часа Через 48 часов 1,2 1,8 4,2 (+250%) 5,4 (+222%) > 2,4 6 6,6(+175%) 9 (+50%) >
Прочность на сжатие, МПа: Через 24 часа Через 48 часов 3,2 5,8 11,1 (+246%) 17,4 (+200%) > 5,4 26,8 27,8(+415%) 41,6 (+55%) >
Показания вискозиметра Па,при ср. скоростях 300/3 об/мин 220/34 110/29,4 <250 100/19,5 76/4,8 <250
Статическое напряжение сдвига 10 секунд/10 минут,Па 36/67 34 / 45 <40/60 10,9/13,8 6/13,7 -
Время загустевания, мин, (рис. 1 и 2) До 30 Bc** До 70 Вс До 100 Bc 500 540 560 232 282 311 220-360 180 220 240 126 148 152 120-160
Адгезия к металлу, МПа Через 24 часа Через 48 часов 1.3 2.4 4,8 (+369%) 6,2 (+258%) > 2,9 6,4 6,1 (+110%) 8,5 (+32%) >
*- оптимальные показатели цементного раствора по стандартуАР1 10А и указанные в таблице 1.
**- Вс - условнаяединица консистенции Бердена (где 0 Вс это консистенция воды, а 100 Вс это вязкость у твердого вещества (камня)).
В таблице 2 также приведены результаты испытаний свойств модельного цементного раствора №3 - В/Ц=0,42; Цемент класса G без добавок и предлагаемого ЦР №4 с введёнными добавками - В/Ц=0,42, СаС12 техн.- 3,0%, понизитель фильтрации, пластификатор, пеногаситель.
Введение компонент, указанных в рецептуре состава №4 помогает снизить фильтрацию воды из раствора до значений, требуемых по стандарту-менее 100мл, увеличить прочность ЦР на изгиб, сжатие, улучшить адгезию к металлу за счет влияния на ЦР компонентов растворенных в воде затворения (табл. 2.). Исследуя такой параметр, как время начала набора вязкости на консистометре, при
указанных термобарических условиях, мы получили графики зависимости консистенции от времени, (рис.1, 2) для предлагаемых рецептур ЦР №2 и 4.
В стандартах ISO и API принято начало времени загустеванияв 30 Вс, при котором нагрузка на технологическое оборудование начинает расти, на значении в 70 Вс раствор становится густым и не перекачиваемым, а при100 Вс раствор переходит в стадию начала схватывания(начинается процесс кристаллизации). Набор вязкости начинается при 30Вс, и до этого раствор уже должен принять статичное положение в скважине.
На рисунке 1 изображены три линии: набор консистенции, график температуры и давления. Представленный график набора консистенции
раствора с плотностью 1,55г/см, начинается со значений начальной консистенции 7 Вс (это вязкость раствора сразу после начала работы консистометра). Набор вязкости до 30 Вс происходит за 2 часа 52 минуты, до 70Вс достигает значения за 4:42 часа, а до 100 Вс за 5:11часов. Время набора значений от 30 до 100 Вс продолжается в течение 2 часов 19 минут - это время начала загустевания раствора цемента, воздействие на ЦР в период после достижения вязкости в 30 Вс не желательно, вплоть до
истечения времени ожидания застывания цемента (ОЗЦ) - 48ч асов после заливки.
На рисунке 2 график набора вязкости ЦР №4 плотностью 1,92г/см3, показывает консистенцию ЦР под термобарическим воздействием. Начальная консистенция раствора сразу после его приготовления 20 Вс, ЦР набирает значение до 30 Вс за 2:16 часов, а до 100 Вс за 2:32часа. Изменение между 30 и 100 Вс происходит за 16 минут, что является влиянием более плотного расположения частиц цемента во взвеси, чем в облегченном ЦР.
и
ос ЬЛ- лз
S
Э"
0J w- S. G <и
х
□
£
си
¡Г ai
(С
С ™
111
ьо-
сь
ч:
то» <П:Л> КЫО ШЛО ¡>|ЛЗ DIiKI а?ла Ш^Л ol: ig DISO OIL,™ DÜ-ID Ш:ПО Lj-lTO IUL40
Время, ч
Рис. 1 - График загустевания облегченного цементного раствора №2 плотности 1,55г/см3
100 Бс
WW UM ti IHK« (№» LJU.JO Dlt?L «Ht 1U/.U OlUl:*0 «IVO (l/«l щ |U (Д^-уи »i-m
Время, ч
Рис. 2 - График загустевания цементного раствора №4 нормальной плотности 1,92г/см
Загустевание цемента в растворе №2 происходит быстрее, чем на модельном растворе №1, в связи с добавлением ускорителя времени загустевания на кальциевой основе, что приводит к ускоренному образованию субмикрокристаллических продуктов гидратации, обладающих высокой прочностью, скрепляющих частицы цемента [9]. Замедленное время загустевания раствора №1 происходит в результате влияния на процесс
кристаллообразования большого количества воды и пленки глинопорошка бентонита, который препятствует процессу гидратации. В растворе №2 содержание воды составляет 100% относительно массы цемента, а в растворе №1 воды в растворе всего 44%, это свидетельствует о плотности расположения частиц цемента в растворе. Для роста кристаллов в растворах с большим содержанием воды требуется больше времени [10]. На графике температуры на рисунке 2 видно, что в начале схватывания температура выше на 5оС за счет влияния реакции растворения хлористого кальция в жидкости затворения, а через 30 минут раствор стабилизируется до установленной на консистометре температуры 28оС. Скорость загустевания находится в зависимости от температуры окружающей среды. При температурах ниже 10оС схватывание испытуемого цемента сильно замедляется, при повышении до 100оС скорость схватывания увеличится в разы. В данной работе рассмотрены температуры в диапазоне28-38°С,что приводит к вводу ускорителя в ЦРдля того что бы отрегулировать оптимальное значение времени загустевания в диапазоне, как указанно в таблице 1.
Выводы
1. В ходе проведенных испытаний на модельных растворах №1 и №3, были измерены характеристики цементной суспензии (табл. 2) для сопоставления их с международными стандартами (табл. 1). В итоге цементные растворы №1 на плотности 1,65г/см3и раствор №3 на плотности 1,92г/см3 не соответствуют требованиям международных стандартов и, соответственно, негативно влияют на качественные показатели прицементировании скважин.
2. Использование в растворах № 2 дополнительных компонентов позволило облегчить раствор с 1,65 до 1,55 г/см3, нарастить в несколько раз прочность и другие параметры ЦР.
3. Ввод добавок в раствор №4 позволил достичь требуемых параметров цементного раствора, соответствующих международным требованиям API и потенциально повысить качество крепления продуктивной зоны скважины, увеличив время межремонтного периода.
4. Проведенные исследования на температурном режиме в 28оС позволяют адаптировать подобранные рецептуры под условияскважин Приволжского региона, где термобарические условия идентичны заданным параметрам в данной работе. Время загустевания, потери воды при фильтрации ЦР, водоотделение и прочие характеристики растворов №2 и №4 выведены под требуемые значения, могут корректироваться и под другие геолого-технические характеристики любого другого региона применения.
Литература
1. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. -М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000.
2. Специальные тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в скважинах с различными термобарическими условиями. :/И.И. Белей //Бурение и нефть. -М.: ООО Бурнефть, 2007.
3. Облегченные тампонажные растворы, предотвращающие гидроразрыв пород и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов/ Романова Т.Н., Семененко А.Ф., Щербич Н.Е - Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2010.
4. Тейлор X. Химия цемента/Пер. с англ. -М.: Мир, 1996.
5. API Specification 10A,B. США. Технические условия на цементы и материалы для цементирования скважин.
6. ГОСТ 1581-96 Портландцементы тампонажные. Требования.
7. ГОСТ 26798.1-96 Цементы тампонажные. Методы испытания
8. Специальные тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в скважинах с различными термобарическими условиями. :/И.И. Белей //Бурение и нефть. -М.: ООО Бурнефть, 2007. -№ 6-8. -С.
9. Строительство: Энциклопедический словарь /Автор-составитель Д. В. Артюхович. — Ставрополь: Ставропольское издательство «Параграф», 2011. — 766 с. — ISBN 978-5-904939-17-5
10. Райхель В., Конрад Д. Бетон: В 2-х ч. Ч. 1. Свойства. Проектирование. Испытание / Пер. с нем./Под ред. В. Б. Ратинова. — Москва: Стройиздат, 1979. — с. 33.
© Д. А. Кузин - асп. каф. физической и коллоидной химии КНИТУ, 79872668876@yandex.ru; С. В. Крупин - д.т.н., профессор той же кафедры, sta.krupin@yandex.ru; Д. В. Чесноков - продакт менеджер, ГК «МИРРИКО»chesnokov_d_v@mirrico.com.
© D. A. Kuzin - post-graduate student of the Department of Physical and Colloid Chemistry, KNRTU, 79872668876@yandex.ru; S. V. Krupin - Dr., Professor of the Department of Physical and Colloid Chemistry, KNRTU, sta.krupin@yandex.ru; D. V. Chesnokov - product manager, GC "Mirrico" chesnokov_d_v@mirrico.com.
