CC BY
26РАЗРАБОТКА ОТРАСЛЕВОГО СТАНДАРТА ПО МЕТОДАМ ИСПЫТАНИЙ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
УДК 622.24(075)
И.И. Белей, к.т.н., ООО «ТюменНИИгипрогаз», (Тюмень, РФ), Beiey@tngg.ru
A.C. Коростелев, ООО «ТюменНИИгипрогаз», (Тюмень, РФ), KorosteievAS@tngg.ru
С.А. Кармацких, ООО «ТюменНИИгипрогаз», (Тюмень, РФ)
А.Г. Кулябин, ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ)
С.А. Родер, ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ)
Д.А. Речапов, ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ)
Получение надежной крепи скважины во многом определяется соответствием технологических свойств тампонажных растворов условиям цементирования обсадных колонн, способностью растворов противостоять внедрению пластовыхфлюидов в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и обеспечивать формирование однородного, непроницаемого цементного кольца по всему интервалу цементирования. Поэтому на стадии лабораторных испытаний важными являются корректность оценки и прогнозирование изменений основных технологических свойств тампонажных растворов и камня с максимальным учетом воздействия комплекса факторов, имеющих место в процессе цементирования и на стадии ОЗЦ.
В настоящее время в Российской Федерации отсутствуетединый нормативный документ, в котором регламентированы методы испытаний тампонажных растворов при их разработке и практическом применении для целей крепления скважин.
В связи с этим ООО «ТюменНИИгипрогаз» выполнены научно-исследовательские работы и разработан нормативный документ СТО Газпром 7.3-013-2014. «Документы нормативные для строительства скважин. Тампонажные растворы. Методы испытаний». В статье приводятся результаты исследований по обоснованию процедур выполнения испытаний тампонажных растворов в зависимости от типа цементируемой колонны и термобарических условий в скважине, а также основные положения Стандарта, касающиеся классификации методов испытаний, требований к испытательному оборудованию, режимам испытаний, особенностей испытаний тампонажных растворов для цементирования колонн в интервалах многолетнемерзлых пород и повышенных температур.
Стандарт предназначен для руководства при проведении лабораторных испытаний тампонажных растворов, выполнения исследований с целью разработки рецептур растворов, разработки проектной документации и технологических регламентов на крепление скважин.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР, МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА, ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ, ТЕРМОБАРИНЕСКИЕ УСЛОВИЯ, СКВАЖИНА, СТАНДАРТ
Получение надежной крепи скважины для длительной безопасной эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсат-ных месторождений во многом определяется соответствием технологических свойств тампонажных растворовусловиям цементирования обсадных колонн, способностью растворов противостоять внедрению пластовых флюидов в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ)
и обеспечивать формирование однородного, непроницаемого цементного кольца по всему интервалу цементирования.
Поэтому на стадии лабораторных испытаний очень важными являются корректность оценки и прогнозирование изменений основных технологических свойств тампонажных растворов и камня смаксимальнымучетом воздействия комплекса факторов, имеющих место в процес-
се цементирования и на стадии ОЗЦ (изменение температуры и давления при закачивании и про-давливании растворов, время движения раствора до перехода в статическое состояние, потеря жидкости затворения в результате динамической и статической фильтрации, изменение давления в период ОЗЦ,скорость коагуляционного и кристаллизационного структурообразования и др.).
Осложнения, возникающие в процессе цементирования и связанные с некорректностью подбора состава тампонажно-
Beley I.I., Candidate of Science in Engineering, TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF), Beley@tngg.ru
Korostelev A.S., TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF), KorostelevAS@tngg.ru
Karmatskikh S.A., TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF)
Kulyabin A.C.,TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF)
Roder S.A., TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF)
Rechapov D.A., TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF
Development of the industry standard for the cement slurries testing methods
Reliability ofwell cementing is mainly determined by the compliance of the process properties of cement slurrieswith the conditions of casing cementing, capability ofslurries restricting penetration of formation fluidswhile WOC and ensuring development of homogeneousand Fluid-tight cement column all over the cementing interval.
Thus the accuracy of evaluation and forecasting of thealterations of the key processqualities of cementslurries and rocks with the maximum regard of the complex of factors influencing the cementing and WOC processes are important at the stage of laboratory tests.
Today there is no in the Russian Federation a single normative document regulating the testing methods of cement slurries for their development and use for wells cementing.
In this respect TyumenNllgiprogaz LLC performed R&D and developed a normative document STO Gazprom standard 7.3-013-2014 Cement Slurries. Testing methods. The survey results onjustification of procedures of cement slurries testing depending on the type of cement column, well temperature and pressure conditions and the key points of the standard relating to classification of the testing methods, requirements to the testing equipment, testing modes, peculiarities of cement slurries tests for cement columnswithin the intervals of permafrost rocks and over-temperatureare given in the paper.
The Standard is intended for guidance while laboratory testing of cement slurries, surveys for development of the recipes of cementslurries, development of design documentation and process regulation for wells cementing.
KEY WORDS: CEMENTING SLURRY, TEST METHOD, TECHNOLOGICAL PROPERTIES, CEMENTING, TEMPERATURE AND PRESSURE CONDITIONS, WELL, STANDARD.
го раствора и определения его свойств, проявляются, как правило, сразу же и в явном виде: преждевременное загустевание раствора и недоподъем его до проектной глубины, повышенные давления при цементировании и обусловленный этим гидроразрыв пластов с потерей циркуляции и т. д.
Осложнения на стадии ОЗЦ и последующего ввода в эксплуатацию могут проявляться либо в явном виде (газопроявления в период ОЗЦ, межколонные давления с началом эксплуатации), либо в скрытом виде, при возникновении со временем межпластовых перетоков и попаданием посторонних флюидов
в добываемую продукцию, либо внедрением газа в другие проницаемые пласты и возникновением так называемыхтехногенных залежей.
Причиной некорректного выбора состава тампонажных растворов может быть как отсутствие в производственных лабораториях необходимого
оборудования для проведения испытаний с максимальной имитацией термобарических условий процесса цементирования, таки применение методов испытаний, процедурно не обеспечивающих в полном объеме имитацию процесса цементирования даже при наличии необходимого испытательного оборудования.
В настоящее время в Российской Федерации отсутствует единый нормативный документ, в котором регламентированы методы испытаний тампонажных растворов при их разработке и практическом применении для целей крепления скважин, с учетом технико-технологических и скважинных факторов в зависимости от глубины спуска колонны, диаметра, пластовых температур и давлений, способа цементирования и т. д.
Действующие нормативные документы [1] и [2] в области строительства скважин лишь устанавливают основные требования ктампонажным материалам, показателям характеристик тампонажных растворов и камня с точки зрения безопасного проведения процесса цементирования и последующего формирования крепи с определенными (нормативными) характеристиками камня по прочности и проницаемости. Однако в данных документах неуказываются методы и условия определения характеристик растворов и камня на стадии испытаний в лабораторных условиях, проводимых именно для целей определения соответствия получаемых значений характеристик нормативным требованиям. Исключением является лишь требование [2] по термобарическому режиму испытания тампонажных растворов при определении времени загустевания, которое применимо только в случае тестирования растворов, размещаемых в интервалеотбашмака колонны до глубины, соответствующей 2/3 глубины установки башмака.
Для случаев цементирования колонн в одну ступень с подъемом тампонажного раствора до устья скважины, интервалов большой протяженности, цементирования потайных и колонн-хвостовиков и т. д. режимы испытаний вообще не рассматриваются.
СРАВНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ МЕТОДИК
Ввиду отсутствия единых требований испытания тампонажных растворов выполняются по различным методикам и с использованием различного испытательного оборудования (в том числе зарубежного производства), методические особенности применения которого требуют специальных оценочных работ. В результате при испытаниях в различных производственных лабораториях растворов одного состава могут быть получены существенно различающиеся показатели технологических свойств.
В отличие от существующей отечественной практики тестирования тампонажных растворов и камня Американским нефтяным институтом разработана отдельная спецификация API Recommended practice 10 В «Recommended Practice for Testing Well Cements» («Рекомендуемая практика испытаний тампонажных цементов»), в которой уже предусмотрены методы испытаний тампонажных растворов и камня с учетом специфики их применения при цементировании обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. Международной организацией по стандартизации (ISO) был также принят Стандарт ISO 10426-2:2003 Petroleum and natural gas industries - Cements and materials for well cementing-Part 2: Testing of well cements («Испытания тампонажных цементов»), в котором установлены требования и даны рекомендации по испытаниям цементных
растворов и связанных с ними материалов в условиях, имитирующих условия скважины. Данная часть Стандарта основана в большей части на спецификации API Recommended practice 10 В.
С учетом отсутствия аналогичных отечественных нормативных документов (в виде национального стандарта или стандартов организаций) ООО «ТюменНИИгипрогаз» были выполнены научно-исследовательские работы и разработан нормативный документ СТО Газпром 7.3-013-2014. «Документы нормативные для строительства скважин. Тампонажные растворы. Методы испытаний» [3]. При разработке СТО Газпром учитывались положения и требования, а также опыт применения ранее разработанного документа «Рекомендации по методам испытания тампонажных растворов для цементирования скважин на месторождениях Тюменской области» [4] и документа «Технологический регламент по креплению скважин на месторождениях севера Тюменской области» [5].
От полноты испытаний и количества определяемых показателей характеристиктампонажных растворов и камня зависит качество цементирования обсадных колонн, однако перечень методов испытаний и показателей свойств должен быть оптимальным и нести объективную информацию для оценки качества той или иной системы или корректного их сравнения.
Как отмечалось ранее, лабораторные испытания проводят на этапе подготовительных работ к цементированию обсадных колонн, а также при выполнении исследований в целях оптимизации составов или разработки новых рецептур тампонажных растворов, выполнения научных исследований. С учетом того, для каких целей проводят испытания, требования к перечню методик и определяемым
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ СТАНДАРТИЗАЦИЯ
№9 I 743 I 2016 г.
свойствам могут существенно различаться.
Очевидно, что наиболее сложные методы, применяемые в научно-исследовательских лабо-раторияхдля разработки новых цементов, сухих смесей или растворов со специальными характеристиками, не должны в обязательном порядке применяться и в производственных лабораториях. Если тампонажная система по результатам тестирования при специальных исследованиях подтвердила свое назначение (например, стойкость к воздействию повышенныхтемператур), то промысловой лаборатории нет необходимости проводить такие долгосрочные испытания и перепроверять исходный там-понажный цемент.
На этапе практического применения задача промысловой лаборатории состоит в необходимости определять и регули-роватьтолько те параметры там-понажного раствора, которые
обеспечат безопасное выполнение работ по цементированию обсадной колонны и формирование цементного кольца с определенными прочностными и изоляционными характеристиками.
В связи с этим СТО Газпром 7.3-013-2014 [3] классифицирует методы лабораторных испытаний тампонажных растворов и тампонажного камня по видам на три группы:
1-я группа - методы испытаний тампонажных растворов и камня, обязательные для выполнения вне зависимости от типа цементируемой обсадной колонны, конструкции скважины и особенностей перекрываемых объектов;
2-я группа -методы испытаний, обязательные для выполнения в случаях размещения тампонажного раствора в интервалах залегания продуктивных пластов, наклонно-направленных или горизонтальных участках ствола скважины, в интервалах много-
летнемерзлых пород, применения тампонажных растворов с особыми характеристиками;
3-я группа - специальные методы испытаний, применяемые при разработке новых рецептур тампонажных растворов и исследованиях для оценки водостойкости и морозостойкости тампонажного камня, стойкости тампонажного камня кагрессив-ному воздействию пластовых флюидов, повышенных и высоких температур.
Согласно приведенной классификации лабораторных методов испытаний, а также сучетом требований [2, 5], СТО Газпром РД 2.1-148-2005 [6] Стандартом установлен следующий обязательный и рекомендуемый пере-ченьопределяемых показателей характеристиктампонажных растворов и камня:
- плотность, растекаемость, водоотделение, время загустева-ния, сроки схватывания, реологические показатели тампонаж-
ного раствора, предел прочности тампонажного камня при изгибе и сжатии определяются в обязательном порядке, независимо от типа цементируемой обсадной колонны, конструкции скважины и особенностей перекрываемых объектов;
- водоотдача тампонажного раствора, водоотделение в наклонных и горизонтально расположенных цилиндрах, расширение тампонажного камня, а также показатели, применяемые к условиям цементирования обсадных колонн в интервалах ММП,
определяются в обязательном порядке для случаев размещения тампонажного раствора в интервалах залегания продуктивных пластов, наклонно-направленных или горизонталь-ныхучастках ствола скважины, в интервалах многолетнемерзлых пород, применения тампонажных растворов с особыми характеристиками;
- газопроницаемость тампонажного камня, предел прочности сцепления тампонажного камня с металлом, водо-, мо-розо-, термо- и коррозионная
стойкость тампонажного камня определяются при выполнении специальных исследований по разработке новых рецептур тампонажных растворов и долговременных исследованиях по оценке стойкости тампонажного камня к агрессивному воздействию пластовых флюидов, повышенных и высоких температур.
Методы испытаний 3-й группы отнесены к специальным и носят рекомендательный характер, поскольку применяются в исследовательских целях, требуют применения специальной аппаратуры и являются достаточно продолжительными.
Очевидно, что предлагаемый перечень обязательных и рекомендуемых методов испытаний следует считать в определенной мере условным. В зависимости от изначально поставленных целей, возможно, потребуется обязательное определение некоторых показателей, которые в обычных условиях являются не обязательными или вообще относятся к показателям, определяемым по специальным методикам. Поэтому вопрос обязательности определения того или иного показателя по методам испытаний 2-й и 3-й групп должен периодически пересматриваться, и при необходимости должны вноситься соответствующие изменения (например, при введении в действие новых нормативных документов в области строительства скважин).
ОСОБЕННОСТИ
ПРАКТИЧЕСКОГО
ПРИМЕНЕНИЯ
В случае разработки новых вяжущих материалов, принципиально новых добавок и реагентов для придания тампонажным растворам и камню специальных, ранее неустанавливаемых свойств возможно введение новых показателей, которые могут быть классифицированы какобя-зательные.
При разработке Стандарта учитывалась возможность использования стандартного оборудования и методов испытаний, предусмотренных ГОСТ 26798.1-96 [7] и ГОСТ 26798.2 [8], испытательного оборудования зарубежных производителей, оценивалась корректность применяемых на практике методов испытаний тампонажных растворов и камня в промысловых и научно-исследовательских лабораториях.
Отдельным разделом Стандарта установлены требования кус-ловиям проведения испытаний, в том числе: требования к помещению испытательной лаборатории (размеры, наличие вентиляции, обогрева, водоснабжения, освещенность, температура, влажность и др.); требования к отбору и хранению проб тампонажных цементов, добавок и готовых цементных смесей, проб воды или готовой жидкости за-творения; порядок приготовления сухих цементных смесей для лабораторных испытаний.
В разделе «Порядок подготовки к проведению испытаний» приведены процедуры подготовки тампонажных цементных смесей, жидкости затворения и других компонентов для приготовления тампонажных растворов, требования к погрешностям взвешивания и измерения объема жидкостей, приведены формулы расчетов для приготовления необходимого объема тампонажного раствора с заданной плотностью, в том числе при использовании многокомпонентных цементных смесей.
В зависимости от применяемой технологии затворения в промысловыхусловиях Стандартом предусмотрено приготовление тампонажных растворов в лабораториях по ГОСТ 26798.1-96 или по ГОСТ 26798.2-96. При этом учтены особенности затворения растворов стакой специфичной облегчающей добавкой, как полые микросферы. Также введе-
ны дополнительные процедуры подготовки затворенных растворов перед определением показателей характеристик (фильтрование через сито с сеткой № 09, дополнительное перемешивание вручную в течение (60 ±10) с). Необходимость использования дополнительных процедур обусловлена требованиями приближения условий лабораторного приготовления растворов к промысловым, поскольку перед закачиванием в скважину они подвергаются дополнительному перемешиванию и гомогенизации в рециркуляционных и осреднительных емкостях.
С учетом рассмотренного перечня методов испытаний отдельным разделом предусмотрены требования к испытательному оборудованию и режимам испытаний при определении обязательных или специальных показателей характеристиктам-понажного раствора и камня. Особенностью данного раздела
Стандарта является регламентирование характеристик лабораторного оборудования, которое должно применяться при испытаниях, режимов испытаний для определения времени загустева-ния при постоянной динамической температуре и для случаев цементирования обсадных колонн в одну ступень (с возможностью снижения температуры и давления для «головной» пачки раствора), цементирования потайных колонн (хвостовиков), режимов кондиционирования растворов для последующего определения отдельных показателей, а также возможность использования альтернативных методов и оборудования для определения отдельных показателей характеристик растворов и камня.
В частности, допускается применение ультразвуковых анализаторов для определения времени окончания схватывания тампонажных суспензий (кото-
о ч: о т
80 ■
70 -
60 ■
50 -
40 ■
30 ■
20 ■
10 ■
/V
г 2' ^ т г Ц
1
/ /
/ 2
1)
1 ""1
А А А . Ак Ь ,
50
100 150
Время, мин
200
250
300
Рис. 1. Изменение во времени консистенции и температуры при испытании облегченных тампонажных растворов на основе ЦТОС-4 (75 °С, 40 МПа) и ПЦТ Ш-ОбЗ-ЮО (70 °С, 35 МПа):
1-1,0 ЦТОС-4 + 0,04 % НТФК + 0,8 в-изменение консистенции; 1'-1,0 ЦТОС-4 + 0,04 % НТФК + 0,8 в-изменение температуры;
2-1,ОПЦТ111-ОбЗ-ЮО(сзамедлителем) + 1,23 в-изменение консистенции; 2'-1,ОПЦТ111-ОбЗ-ЮО(с замедлителем) + 1,23в- изменение температуры
рое более правильно называть временем начала формирования камня) и прочности камня при сжатии в заданных термобарических условиях; допускается определение предела прочности камня при сжатии с использованием половинок образцов-ба-лочек и образцов-кубиков, но с созданием одинаковой скорости нагрузки (по ГОСТ 26798.2-96).
В разделе «Порядок проведения испытаний» приведена последовательность выполнения процедур по определению следующих показателей характеристик тампонажных растворов и камня: растекаемости; плотности раствора и сухих материалов; времени загустевания; сроков схватывания; предела прочности камня при изгибе; предела прочности камня при сжатии; водоотдачи; водоотделения; реологических показателей и статического напряжения сдвига; газопроницаемости камня; пре-
дела прочности сцепления камня с металлом; расширения камня.
К особенностям процедур испытаний следует отнести нормирование величины, характеризующей предельную прокачиваемость тампонажно-го раствора при определении времени загустевания, равной 70 Вс, а не 30 Вс, как принималось ранее. Связано это с тем, что не во всех случаях загустева-ние тампонажного раствора до 30 Вс является свидетельством начала формирования и роста кристаллизационной структуры (с последующим формированием камня), в особенности в случае испытания облегченных тампонажных растворов с повышенным водосодержанием.
В качестве примера на рис. 1 приведены результаты испытаний двух составов облегченных тампонажных растворов, приготовленных с использованием цементных смесей ЦТОС-4 (це-
менттампонажный облегченный стабилизированный плотностью 1,4 г/см3) и ПЦТ 111-063-100, которые характеризуются различной гидратационной активностью.
Как видно на рис. 1, для облегченного раствора ЦТОС-4 формирование и развитие кристаллизационной структуры происходит сразу же после коагуляционного структурообразования, и можно говорить об отсутствии длительного переходного периода.
В случае облегченного тампонажного раствора на основе менее активного цемента ПЦТ 111-063-100 наблюдается иной характер изменения консистенции во времени.
Можно видеть, что через 48 мин после выхода на режимную температуру 70 0С и давление 35 МПа происходит плавное увеличение консистенции тампонажного раствора и время достижения консистенции 30 Вссоставляет 191 мин. В то же время при дальнейшем испытании раствора не наблюдается интенсивного увеличения консистенции, которое свидетельствовало бы о начале и необратимом переходе коагуляционной структуры раствора в кристаллизационную. Очевидно, что тампонажный раствор приобрел определенную консистенцию, которая в данном случае не может быть названа предельной, поскольку раствор сохраняет достигнутую консистенцию еще в течение 20-30 мин. Последующий интенсивный рост консистенции до 50 Вс, а затем до 70 Вс и является моментом, который следует считать началом окончательного загустевания раствора.
Таким образом, принимаемое время загустевания растворов как время достижения консистенции в 30 Вс не вполне корректно и может приводить к получению недостоверных данных. В данном случае фактическое время загустевания облегченного раствора ПЦТ 111-063-100 (рассматриваемое как время
достижения предельной консистенции) получается большим на 85 мин. Соответственно, на эти же 85 мин и увеличивается запас времени, который является избыточным и не отвечает установленному запасу в 25 %, который обычно принимается по отношению ко времени загу-стевания до 30 Вс.
При испытании облегченных тампонажных растворов в условиях низких и нормальных температур также зачастую наблюдаются случаи длительного увеличения консистенции от 30 до 70 Вс, а промежуток времени между этими значениями составляет в отдельных случаях 100 мин и более. Соответственно, фактическое время сохранения подвижного состояния тампонажным раствором уже будет большим на эту величину по отношению к расчетному времени цементирования. Следовательно, раствор будет еще длительное время после окончания цементирования находиться в вязкопластичном состоянии, а не в состоянии формирования камня, какожи-далось, и возможны негативные последствия.
Как показали испытания раз-личныхтипов растворов на различных моделях консистометров, если время загустевания принимается как срок достижения раствором консистенции в 70 Вс, то в этом случае обеспечиваются высокая сходимость результатов и предсказуемое последующее быстрое затвердевание раствора. Таким образом, результаты испытаний различных лабораторий могут быть сопоставимы, в том числе и сданными испытаний лабораторий зарубежных сервисных компаний, которыми применяются указанные значения предельной прокачиваемости тампонажных растворов.
При выполнении испытаний по определению показателя водоотдачи СТО Газпром 7.3-013-2014
(в отличие от стандартов API Recommended practice ЮВи ISO 10426-2:2003) предусмотрено применение двух разновидностей фильтрующего элемента фильтр-пресса (в зависимости от условий цементирования и типа обсадной колонны) и неустанавливается конкретное значение перепада давления.
Изменения обусловлены изначально слишком жесткими требованиями указанных зарубежных нормативных документов, которым должен соответствовать испытываемый тампонажный раствор. В частности, использование сетчатого фильтра предопределяет, что тампонажный раствор будет располагаться в интервале высокопроницаемых пород, в которых отсутствуют зона кольма-тации и внешняя фильтрационная корка, а процесс водоотдачи происходит при максимальном перепаде давления. По нашему мнению, в таких чрезвычайных условиях для оценки фильтрационных свойств тампонажных
растворов нет необходимости, и распространять эти требования на все тампонажные растворы, независимо от условий цементирования, является необоснованным.
Очевидно, что практически во всех случаях, и в особенности при вскрытии бурением высокопроницаемых пластов, существует неудаляемая зона коль-матации в коллекторе за счет проникновения твердой фазы бурового раствора. Проницаемость такой зоны в десятки раз ниже исходной проницаемости коллектора, и поэтому использование в качестве фильтрующего элемента сетчатого фильтра (с размером ячейки 40 мкм) при испытании растворов на фильтр-прессе изначально предусматривает завышенные дозировки реагентов для получения желаемого показателя фильтрации. В данном случае более правильно выполнять испытания с использованием бумажного фильтра (рис. 2).
о ч:
300
250
200
150
100
50
Перепад давления 4 МПа
Перепад давления 6 МПа
Рис. 2. Влияние типа фильтрующего элемента и перепада давления на величину водоотдачи стабилизированного тампонажного раствора при 75°С (состав: 1,0 ПЦТИ00 + 0,4% Ыа1:го5о1 250 МХ + 0,5 в):
1,1'- бумажный фильтр; 2, 2'-сетчатый фильтр
1
Вместе с тем в условиях малых зазоров кольцевого пространства, цементирования с расха-живанием колонн, оснащенных скребками,и для производства изоляционных работ под давлением целесообразноустанавли-вать более жесткие требования к показателю фильтрации, что можно обеспечить при использовании высокопроницаемого сетчатого фильтра.
Следует отметить, что выполнение исследований при перепаде давления 6,9 МПа соответствует лишь отдельным случаям цементирования обсадных колонн, а при ступенчатом цементировании или в случае применения облегченных тампонажных растворов реальные перепады давления будут ниже. Поэтому СТО Газпром предусматрива-
ет выполнение испытаний при расчетном перепаде давления, ожидаемом в интервале проницаемых пластов в процессе цементирования конкретной обсадной колонны.
Кроме этого в специальном разделе рассмотрены особенности испытания тампонажных растворов для цементирования обсадных колонн в интервале многолетнемерзлых пород,в том числе требования к испытательному оборудованию,режимам определения основных показателей характеристик, режимам подготовки и хранения образцов камня и т. д.
Сучетом ранее разработанных и апробированных в лабораторной практике методов испытаний Стандартом предусмотрены уточненные (в отдельных случаях измененные) процедуры
специальных методов испытаний тампонажного камня для определения таких специфичных показателей,как морозостойкость, водостойкость и термостойкость.
СТО Газпром 7.3-013-2014. «Документы нормативные для строительства скважин. Там-понажные растворы. Методы испытаний» введен в действие в 2015 г. и предназначен для руководства при проведении лабораторных испытаний тампонажных растворов на этапе подготовки к цементированию обсадных колонн, выполнения исследований в целях разработки рецептур тампонажных растворов, разработки проектной документации ПАО «Газпром» на строительство скважин и технологических регламентов на креплениескважин. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзоруот12 марта 2013г.№101).
2. РД 39-00147001-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовыхскважин (утв. ОАО «Газпром»25июля 2000 г., ввод в действие с 1 авуста 2000 г.). -М,- Краснодар: Просвещение Юг, 2000. - 277 с.
3. СТО Газпром 7.3-013-2014. «Документы нормативные для строительства скважин. Тампонажные растворы. Методы испытаний»
4. М-35-00158758-006-2007. Рекомендации по методам испытания тампонажных растворов для цементирования скважин на месторождениях Тюменской области. - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2007.-72С.
5. РД000158758-213-2000. Технологический регламентпо креплениюскважинна месторождениях Севера Тюменской области. - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2000.-146 с.
6. СТО Газпром РД 2.1-148-2005. Тампонажные портландцементы. Технические требования. - М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 31 с.
7. ГОСТ 26798.1-96. Цементы тампонажные. Методы испытаний. - М.: ГУП ЦПП, Минземстрой России, 1998. - 18 с.
8. ГОСТ 26798.2-96. Цементы тампонажные типов I-G и I-H. Методы испытаний. - М.: ГУП ЦПП, Минземстрой, 1998. -12 с.
REFERENCES
1. Federal norms and rules of the Industrial SafetySafety Rules in oil and gas industry (approved by the order of the Federal Service for Ecological, Technological and Nuclear SupervisionServiceasofl 2.03.2013 No. 101). (Federalnie normyi pravila voblasti promyshlennoy besopasnosti «Pravila bezopasnosti v neftyanoy i gazovoy promyshlennosti» (utverzhdeny Prikazom Federalnoysluzhby po ekologicheskomy, tekhnologycheskomy i atomnomynadzhoryot 12.03.2013 No. 101).
2. Ruling Document RD 39-00147001-767-2000. Instructiononoil andgaswells cementing: approved by. OJSC Gazprom asof25.07.2000: putin force since 01.08.2000. Moscow-Krasnodar: LLC Prosveschenle Yug, 2000. (RD 39-00147001-767-2000. Instruktslya po kreplenlyu neftyanlkh i gazovykh skvazhin: utverzhdeno. OAO Gazprom 25.07.2000: vvodvdeystvle s 01.08.2000. Moskva - Krasnodar: OOO ProsveschenleYug, 2000.) P. 277.
3. STO Gazprom Standard 7.3-013-2014. Cementslurrles. Test methods. M.: Gazprom expo LLC, 2015. (STO Gazprom 7.3-013-2014. Tamponazhnle rastvory. Metody ispytaniy. M.: OOO Gazprom expo, 2015. P. 62.
4. M-35-00158758-006-2007. Recommendations on the methods of testing cement slurries for cementing wells in the fields of the Tyumen region. Tyumen: TyumenNllgiprogaz LLC, 2007. (M-35-00158758-006-2007. Rekomendatsii po metodam ispytaniya tamponazhnihk rastvorov dlya tsementirovaniya skvazhin na mestorozhdeniyakh Tyumenskoy oblasti. Tyumen: TyumenNllgiprogaz LLC, 2007.) P. 72.
5. Ruling document RD 000158758-213-2000. Process Regulation on cementing ofwells inthe fields oftheNorthofthe Tyumen region. Tyumen: TyumenNllgiprogaz LLC, 2000. (RD 000158758-213-2000. Technologichesky reglament po krepleniyu skvazhin na mestorozhdeniyakh Severa Tyumenskoy Oblasti. Tyumen: OOO TyumenNllgiprogaz, 2000.) P. 146.
6. STO Gazprom standard RD 2.1-148-2005. Ollwell Portland cement. Technical requirements. M.: IRTS Gazprom LLC, 2005. (STO Gazprom RD 2.1-1482005. Tamponazhnie Portland tsementy. Tekhnicheskie trebovaniya. M.: OOO IRTS Gazprom, 2005.) P. 31.
7. GOST 26798.1 -96. Cementslurrles. Testing methods. M.: GUPTSPP, MInzemstroy-Mlnlstryofthe Russian Federation ofthe Land Policy, 1998. (GOST26798.1 -96. Tsementytamponazhnle. Metodylnspytanly. M.: GUPTSPP, MInzemstroy Rossll, 1998. P. 18.
8. GOST 26798.2-96. Cement slurries l-G andl-H types. Testing methods. M.:GUPTSPP, MInzemstroy-Mlnlstryof the Russian Federation ofthe Land Policy, 1998. (GOST26798.2-96. Tsementy tamponazhnle tlpov l-G il-H. Metody Ispytaniy. M.: GUPTSPP, MInzemstroy, 1998.) P. 12.
