CC BY
12УДК 622.2797
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА ТАМПОНАЖНОГО КАМНЯ НА ОСНОВЕ МИКРОЦЕМЕНТА МЕТОДОМ КОМПЬЮТЕРНОЙ МИКРОТОМОГРАФИИ
RESULTS OF THE STUDY OF BACKFILL STONE PORE SPACE BASED ON MICRO-CEMENT USING COMPUTER MICROTOMOGRAPHY METHODS
Д. С. Леонтьев, А. А. Пономарев
D. S. Leontiev, A. A. Ponomarev
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: компьютерная микротомография; тампонажный камень;
микродур; обводненность Key words: computed micro tomography; backfill stone; mikrodur; water cutting
На сегодняшний день высокая обводненность добывающих скважин является одной из основных проблем в нефтегазовой отрасли России. По статистике в мире при эксплуатации
52
Нефть и газ
№5, 2015
нефтяных и газовых месторождений добывается в семь раз больше воды, чем нефти и газа. Средний уровень обводненности в России (в том числе и в Западной Сибири) возрастает почти на 2 % в год и в настоящий период превысил отметку 80 % [1, 2].
Чрезмерно высокий уровень обводненности ведет к снижению рентабельности добычи нефти и увеличению ее себестоимости, возрастающим затратам на утилизацию попутно добываемой воды, а самое главное — снижает дебит скважин по нефти и конечную нефтеотдачу продуктивных пластов. Огромное количество скважин приходится ликвидировать по причине преждевременного прогрессирующего обводнения [1, 2].
Такие геологические и технические особенности скважин, как наличие подошвенной (или законтурной) воды, высокопроницаемых пропластков, некачественное цементирование и коррозия обсадной колонны, способствуют ускоренному процессу обводнения [1, 2].
На сегодняшний день разработано и запатентовано большое количество технологий по ограничению поступления воды, однако до конца задача по изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины не решена.
В большинстве случаев это объясняется сложностью и разнообразием геологических условий нефтяных и газовых месторождений.
При всем многообразии причин и условий обводнения нефтяных и газовых скважин основным практическим средством борьбы до настоящего времени является применение обычного тампонажного портландцемента. Но тампонажный цемент не может в достаточной мере отвечать разнообразным требованиям промысловой практики и в определенных условиях оказывается непригодным для водоизоляционных работ (ВИР). Он оправдывает свое назначение лишь в случаях литологической неоднородности продуктивного пласта, при наличии в нем непроницаемых глинистых пропластков и условии подъема цементного раствора до кровли одного из них, выполняющего роль естественного водонепроницаемого экрана. В таких условиях забойные заливки цементного раствора в большинстве случаев оказываются успешными. Необходимо отметить, что при использовании водонепроницаемых глинистых пропластков, при наличии нефтеносных или частично обводненных про-пластков, залегающих ниже, последние также подвергаются изоляции, в результате чего почти безвозвратно исключаются из эксплуатации целые участки нефтяной залежи. Цементные растворы малопригодны для изоляции краевых и нагнетаемых вод, поступающих в скважины по отдельным наиболее проницаемым пропласткам, и совершенно неприемлемы в качестве средства борьбы с обводнением на месторождениях однородного типа. Для борьбы с обводнением скважин в указанных условиях необходимы водоизолирующие материалы, способные проникать в пористую среду изолируемых пластов с заполнением всего пористого пространства и образования прочного тампонажного материала, устойчивого к вымыванию водой. В этом отношении цементный раствор обладает существенным недостатком: область действия его ограничена лишь стволом скважины, так как частицы цемента даже тонкого помола не в состоянии проникать в поры и микротрещины пласта. В этом случае при проведении ВИР актуальным является применение тампонажного состава на основе микроцемента.
Согласно европейской классификации микроцементом считается цемент с размером частиц менее 20 мкм. Известны марки Бртог (Франция), Микроцемент СТ (Финляндия), Интрацем (РФ, РХТУ имени Д. И. Менделеева). Наиболее распространенной маркой микроцемента является Микродур (Германия, Дюккерхоф). Микродур — это продукт воздушной сепарации пыли при помоле клинкерных цементов с марками до «600». Микродур отличается высокой степенью дисперсности и относится к особо тонкодисперсным вяжущим (ОТДВ). Выпускается 4 марки Микродур: Б, Б, и, X, отличающихся по размерам частиц (таблица 1) [3].
Таблица 1
Характеристики дисперсности суспензии «Микродур»
Марка Количество частиц с диаметром, %
< 2 мкм < 4 мкм < 6 мкм < 9,5 мкм < 16 мкм < 24 мкм
Б 17 34 49 68 90 95
Б 19 45 60 80 95 -
и 25 55 78 95 - -
X 45 80 95 - - -
Первоначально суспензии на основе Микродур начали применять для укрепления и гидроизоляции при реконструкции стен и фундаментов памятников архитектуры без нарушения их архитектурного облика, ремонте каменных и бетонных конструкций, улучшении свойств оснований [4].
В настоящее время на его основе разрабатываются тампонажные материалы для водо-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. К примеру, профессором И. И. Кле-щенко (ТюмГНГУ) разработан состав, включающий поливиниловый спирт (ПВС), Микродур «и» и гипохлорит кальция Са(С1)2 (патент РФ № 2326922). Е. В. Паникаровским и др. (ТюмГНГУ) разработан состав, повышающий изоляцию подошвенных вод, состоящий из Микродур, сульфацелла, этиленгликоля и воды. Л. А. Магадовой и др. (РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина) разработан компонентный состав из Микроцемента ЦС БТРУО Микро, понизителя фильтрации «ПФ-ВМЦ», замедлителя срока схватывания «ЗС-ВМЦ», пено-гасителя «Тесил-201» и воды. ОТДВ Микродур обладает рядом несомненных преимуществ, а именно:
• высокой проникающей способностью (в трещины и поры размером до 18 мкм и менее);
• седиментационной устойчивостью (седиментация суспензии Вода : Микродур = 2 : 1 (по весу) не превышает 5 %);
• высокой прочностью сформированного тампонажного камня (сроки схватывания 3-4 часа);
• быстрым набором прочности (70 % марочной за 48 часов);
• существенным снижением коэффициента фильтрации (с 1х10-4 до 1х10-7 м/с);
• снижением показателей водопроницаемости в результате уплотнения в тысячу раз и более;
• экологической безопасностью;
• экономным расходом материалов.
Суспензия Микродур обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды. Проникающая способность суспензии «Микродур» сопоставима с бездисперсными вяжущими.
В Тюменском государственном нефтегазовом университете разработан тампонажный состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, содержащий микродур марки и, полифункциональный модификатор, суперпластификатор и воду.
Данный состав обеспечивает изоляцию воды в коллекторах любой проницаемости, их закрепление в прискважинной зоне пласта (ПЗП), ликвидацию заколонных перетоков, ликвидацию притока подошвенных вод (конуса) установкой экрана в плоскости ВНК, ремонт эксплуатационных колонн. Полифункциональный модификатор, применяемый в составе, представляет собой комплексный продукт на основе полиметиленнафталинсульфонатов натрия, стабилизирующих веществ с гидрофобизирующими компонентами, обспечиваю-щий повышенные требования к прочности и долговечности получающегося микродурного камня. Не содержит веществ, вызывающих коррозию оборудования.
Суперпластификатор, добавляемый с разработанный состав, представляет собой продукт на основе конденсации нафталинсульфокислоты и формальдегида, не содержит веществ, вызывающих коррозию, обладает стабилизирующим действием, способен увеличить подвижность тампонажной смеси без изменения прочностных свойств, снижает проницаемость сформированного тампонажного камня.
Лабораторные исследования заключались в определении возможности использования данных реагентов для получения твердого, закупоривающего поровое пространство коллектора. Исследования проводили в четыре этапа. Первый этап включал определение времени образования и качества изолирующего материала (табл. 2).
Таблица2
Определение времени образования и качества изолирующего материала
Состав рабочего раствора, масс., % Водомикродурное отношение Начало отверждения/ Окончание отверждения, час Качественная характеристика образовавшегося изолирующего материала
1. Микродур — 50 2. Вода — 50 1 3,5/48 Камнеобразный материал средней прочности
1. Микродур — 49,2 2. Модификатор — 0,8 3. Суперпластификатор — 0,8 4. Вода — 49,2 1 3,5/48 Камнеобразный материал средней прочности
Состав рабочего раствора, масс., % Водомикродурное отношение Начало отверждения/ Окончание отверждения, час Качественная характеристика образовавшегося изолирующего материала
1. Микродур — 49,1 2. Модификатор — 0,9 3. Суперпластификатор — 0,9 4. Вода —49,1 1 4/48 Прочный камнеобразный материал
1. Микродур — 49 2. Модификатор — 1 3. Суперпластификатор — 1 4. Вода — 49 1 4/48 Прочный камнеобразный материал
1. Микродур — 48,9 2. Модификатор — 1,1 3. Суперпластификатор — 1,1 4. Вода — 48,9 1 4/48 Прочный камнеобразный материал
1. Микродур — 48,8 2. Модификатор — 1,2 3. Суперпластификатор — 1,2 4. Вода — 48,8 1 4/48 Прочный камнеобразный материал
1. Микродур — 48,7 2. Модификатор — 1,3 3. Суперпластификатор — 1,3 4. Вода — 48,7 1 4/48 Прочный камнеобразный материал
1. Микродур — 48,6 2. Модификатор — 1,4 3. Суперпластификатор —1,4 4. Вода — 48,6 1 4/48 Прочный камнеобразный материал
1. Микродур — 48,5 2. Модификатор — 1,5 3. Суперпластификатор — 1,5 4. Вода — 48,5 1 4/48 Прочный камнеобразный материал
Вторым этапом работ являлось исследование кинематической вязкости и статического напряжения сдвига тампонажных растворов. Исследования проводились на ротационном вискозиметре Model 900. Результаты исследований представлены в таблице 3.
Таблица 3
Результаты исследований кинематической вязкости и статического напряжения сдвига тампонажныж растворов
Состав рабочего раствора, масс., % Вязкость, сП СНС
Частота вращения, об/мин 10 10
300,0 200,0 100,0 60,0 30,0 6,0 3,0 сек мин
1. Микродур — 50 2. Вода — 50 181,0 174,0 162,0 117,0 91,0 45,0 29,0 18,1 32,6
1. Микродур — 49,2 2. Модификатор — 0,8 3. Суперпластификатор — 0,8 4. Вода — 49,2 63,0 55,0 44,0 39,0 40,0 22,7 16,8 11,2 13,4
1. Микродур — 49,1 2. Модификатор — 0,9 3. Суперпластификатор — 0,9 4. Вода—49,1 64,0 55,0 44,0 38,0 34,0 21,5 16,6 9,8 12,1
1. Микродур - 49 2. Модификатор - 1 3. Суперпластификатор - 1 4. Вода - 49 66,0 56,0 44,0 38,0 33,0 21,2 16,4 8,3 11,0
1. Микродур - 48,9 2. Модификатор - 1,1 3. Суперпластификатор - 1,1 4. Вода - 48,9 59,0 51,0 40,0 35,0 30,0 20,2 16,3 7,4 11,6
1. Микродур - 48,8 2. Модификатор - 1,2 3. Суперпластификатор - 1,2 4. Вода - 48,8 54,0 47,0 37,0 34,0 29,0 19,0 15,0 6,8 8,2
Состав рабочего раствора, масс., % Вязкость, сП СНС
Частота вращения, об/мин 10 сек 10 мин
300,0 200,0 100,0 60,0 30,0 6,0 3,0
1. Микродур - 48,7 2. Модификатор - 1,3 3. Суперпластификатор - 1,3 4. Вода - 48,7 53,0 45,0 36,0 31,0 28,0 18,4 13,9 6,4 9,6
1. Микродур - 48,6 2. Модификатор - 1,4 3. Суперпластификатор - 1,4 4. Вода - 48,6 50,0 42,0 33,0 29,0 24,0 16,5 12,6 6,5 9,5
1. Микродур - 48,5 2. Модификатор - 1,5 3. Суперпластификатор - 1,5 4. Вода - 48,5 63,0 54,0 44,0 38,0 34,0 22,5 16,4 7,3 12,5
Третьим этапом работ являлось исследование образовавшегося тампонажного камня на изгиб и сжатие через 2, 7, 28 суток твердения. Результаты исследований представлены в таблице 4.
Таблица 4
Исследование образовавшегося тампонажного камня на изгиб и сжатие
Состав рабочего раствора, масс., % Изгиб, МПа Сжатие, МПа
2 дня 7 дней 28 дней 2 дня 7 дней 28 дней
1. Микродур — 50 2. Вода — 50 2,74 6,47 6,89 7,26 11,63 13,71
1. Микродур — 49,2 2. Модификатор — 0,8 3. Суперпластификатор — 0,8 4. Вода — 49,2 2,81 6,37 6,83 7,86 12,38 14,10
1. Микродур — 49,1 2. Модификатор — 0,9 3. Суперпластификатор — 0,9 4. Вода —49,1 2,92 6,53 7,01 7,88 12,42 14,37
1. Микродур — 49 2. Модификатор — 1 3. Суперпластификатор — 1 4. Вода — 49 3,03 6,68 7,19 7,88 12,48 14,53
1. Микродур — 48,9 2. Модификатор — 1,1 3. Суперпластификатор — 1,1 4. Вода — 48,9 3,64 7,31 7,84 8,10 14,34 16,24
1. Микродур — 48,8 2. Модификатор — 1,2 3. Суперпластификатор — 1,2 4. Вода — 48,8 3,50 7,21 7,78 8,28 14,53 16,73
1. Микродур — 48,7 2. Модификатор — 1,3 3. Суперпластификатор — 1,3 4. Вода — 48,7 3,59 7,34 7,92 8,46 15,54 17,51
1. Микродур — 48,6 2. Модификатор — 1,4 3. Суперпластификатор — 1,4 4. Вода — 48,6 3,81 7,60 8,23 8,83 16,24 18,46
1. Микродур — 48,5 2. Модификатор — 1,5 3. Суперпластификатор — 1,5 4. Вода — 48,5 4,33 8,16 8,80 9,61 16,92 18,91
Далее авторы предложили применить метод компьютерной микротомографии и исследовать поровое пространство сформировавшегося тампонажного камня.
Компьютерная микротомография или микро-КТ — это реконструкция бинарных моделей рентгеновских изображений в трехмерное пространство [5].
Принцип действия прибора представлен на рисунке 1. Образец устанавливается в сканер на предметный столик, который в ходе сканирования вращается, в этот момент через образец проходят рентгеновские лучи, испускаемые источником, оставляя на приемнике (каме-
ре) теневые проекции. При каждом повороте фиксируется отдельная проекция (отдельное двумерное изображение, отвечающее интенсивности рентгеновского излучения после прохождения последнего через изучаемый образец, называется теневой проекцией).
Ось вращения
Рис. 1. Принцип работы микротомографа
Яркость (различные градации серого) на рентгеновской теневой проекции отражает ослабление рентгеновского излучения за счет эффектов рассеивания и поглощения сигнала, прошедшего через образец.
Ослабление будет зависеть от плотности и толщины изучаемого объекта, а также от эффективного атомного номера ^эф), из которого состоит исследуемый образец. Описывается этот эффект законом Ламберта-Бера, определяющим ослабление монохроматического пучка света при распространении его в поглощающей среде. Закон выражается формулой
где /0 — начальная интенсивность рентгеновского излучения; х — толщина слоя вещества, через которое проходит излучение; ¡л — показатель поглощения среды. В случае, когда сканируемый объект не гомогенен по своему составу, а таковы практически все горные породы, то уравнение приобретает вид
где каждому инкременту / соответствует отдельный материал с определенным показателем поглощения и линейной длиной X/. При прохождении рентгеновского излучения через какой-либо материал уровень поглощения излучения может быть сопряжен с четырьмя видами взаимодействия: фотоэлектрическим поглощением, комптоновским рассеянием, образованием электрон-позитронных пар и когерентным рассеянием Релея. В случае с изучением геологических объектов, когда применяются источники излучения с энергией до 100 кэВ, основным процессом, определяющим ослабление рентгеновского излучения, будет фотоэлектрическое поглощение.
После сканирования в ходе реконструкции проекции преобразуются в срезы толщиной один воксель, из которых затем строится 3D модель образца и анализируется. Максимальный размер образца для системы SkyScan 1172 по длине/ширине не должен превышать 64 мм. Максимальная высота — 70 мм [5].
Для проведения исследований был выбран тампонажный камень, приготовленный по рецептуре № 2. Используемое оборудование для проведения анализа по микротомографии: Skyscan 1172 со стандартным пакетом программ (Nrecon, CTan, Ctvol, Data Viewer). Образец снимался при следующих режимах сканирования: напряжение 100 kV, сила тока 100 uA, оптимальное разрешение для образца было выбрано 3,95 мкм/pxl.
(1)
\(x)=[0e(-^iJ'x'\
(2)
Из образца вырезалось по 3 кубика с разных частей его объема, затем по кубикам определялась пористость, и рассчитывались эквивалент-диаметры. Построены 3Б модели поро-вого пространства кубиков, произведены развертки образцов по трем плоскостям поперечного сечения, как образца в целом, так и кубиков в отдельности. Развертка образца по трем плоскостям поперечного сечения представлена на рисунке 2.
Развертки кубов № 1, 2 и 3 по трем плоскостям поперечного сечения представлены на рисунке 3.
Рис. 2. Развертка образца по трем плоскостям поперечного сечения
Рис. 3. Развертки кубов по трем плоскостям поперечного сечения:
№ 1 — а ( открытая пористость — 0,6 %,
изолированная — 5,1 °%), № 2 — б (открытая пористость — 1,6
изолированная — 5,8 °%), № 3 — в (открытая пористость — 4,6 изолированная — 6,2 °%)
в
Пустотное пространство 3Б модели кубов № 1, 2 и 3 представлено на рисунке 4.
а б в
Рис. 4. Пустотное пространство 3D модели кубов № 1(а), № 2 (б), № 3(в)
Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) кубов № 1, 2 и 3 представлены на рис. 5-7.
3,5714 3,2098
1,1605 0.1647 0,0166
35.5-434 ¿3.4-5".
Интервалы эквивалент диаметров пор, мкм
Рис. 5. Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) куба № 1
Рис. 6. Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) куба № 2
о
к
3.9 1 1.8 11.8 19.7 19.7 27.6 27.6 35.5 35.5 АЗА -13.-1 51.3 51.3 59.2 Интервалы эквивалент-диаметров пор, мкм
Рис. 7. Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) куба № 3
Таким образом, в настоящее время наиболее распространенным средством ограничения поступления воды в нефтяные и газовые скважины является применение тампонажного цемента. Однако грубодисперсную систему затруднительно, а порой и невозможно закачать в пористую среду, даже если коллектор обладает высокой проницаемостью. Наиболее приемлемым является применение тампонажного раствора на основе микроцемента.
Анализируя полученные результаты исследования тампонажного камня на основе Мик-родур методом компьютерной микротомографии через двое суток твердения, можно сделать вывод: пористость его очень низкая и составлена по большей части изолированными порами, что говорит о практически полном отсутствии проницаемости данного цемента.
Список литературы
1. Демахин С. А. Химические методы ограничения водопритока в нефтяные скважины: учебник / С. А. Дема-хин, А. Г. Демахин. - М.: Недра, 2010. - 198 с.
2. Григулецкий В. Г. Обводнение месторождений — коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли // Технологии ТЭК. - 2007. - № 4. - С. 14-16.
3. Магадова Л. А., Ефимов Н. Н., Елисеев Д. Ю., Ефимов М. Н., Козлов А. Н. Способы повышения качества тампонажных растворов на основе микроцементов для ремонтно-изоляционных работ // Материалы XV Международной научно-практическая конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин». - Суздаль: 2011. - С. 208-211.
4. Байдаков О. С. Применение материалов «М1кгоёиг» для инъекционных работ при укреплении грунтов и усилении конструкций. // Метро и тоннели. - 2005. - № 6. - С. 34-38.
5. Пономарев А. А., Заватский М. Д. Методы применения компьютерной микротомографии в геологии // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2015. - № 3 - С. 29-33.
6. Панченко А. И., Харченко И. Я. Особо тонкодисперсное минеральное вяжущее «Микродур»: свойства, технология и перспективы использования // Строительные материалы. - 2005. - № 10. - С. 76-78.
7. Алексеев С. В. Микродур — инъекционное минеральное вяжущее и опыт его применения / Международная научно-техническая конференция «Технологии, оборудование, материалы, нормативное обеспечение и мониторинг для тоннельного строительства и подземных частей высотных зданий». - М.: Тоннельная ассоциация России, 2006. -С. 198-200.
8. Зозуля Г. П., Клещенко И. И., Гейхман М. Г., Чабаев Л. У. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.
Сведения об авторах
Леонтьев Дмитрий Сергеевич, аспирант, ассистент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)200989, e-mail: leonfob@mail. ru
Пономарев Андрей Александрович, лаборант учебно-научной геохимической лаборатории, специалист по вопросам компьютерной микротомографии. Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 89829313122, e-mail: ponomarev94@mail.ru
Information about the authors
Leontiev D. S., postgraduate, assistant of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)200989, e-mail: leonfob@mail.ru
Ponomarev A. A., lab assistant of the educational-scientific geochemical laboratory, specialist in problems of computer microtomography, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)200989, e-mail: leonfob@mail.ru
