CC BY
316
УДК 622.245.6+622.257.12
А.А. Куницких, С.Е. Чернышов, Т.Н. Крапивина
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
Предложены пути совершенствования технологии проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах нефтяных месторождений Пермского края. Обоснована необходимость применения современных высокотехнологичных тампонирующих составов с учетом горно-геологических особенностей конкретного месторождения. Разработаны высокоподвижные тампонажные растворы для проведения работ по восстановлению крепи за обсадными колоннами скважин, а также составы для проведения селективной изоляции водоносных или обводнившихся интервалов.
Ключевые слова: тампонажные растворы для цементирования скважин и водоизоляционных работ, восстановление герметичности крепи, селективная изоляция, модифицирующие добавки.
A.A. Kunitskikh, S.E. Chernishov, T.N. Krapivina
State National Research Politechnical University of Perm, Perm, Russia
ŒMENT SLURRIES FOR REMEDIAL WORKS ON THE OIL WELLS
Ways of improving the technology of remedial works on the wells of oil fields of the Perm Territory. The necessity of application of modern casing compounds, taking into account the geological features of the oilfields. Developed high-mobility cementing solutions for the restoring casing impermeability of wells, as well as compositions for the selective isolation of aquifers or watering intervals.
Keywords: œment slurries for casing and water shutoff works on the oil wells, restore impermeability of casing, selective isolation, modifying supplements to cement slurries.
Анализ результатов проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) на нефтяных месторождениях Пермского края показал, что эффективность многих проводимых РИР часто оказывается недостаточно высокой. Это обусловлено неправильным выбором составов и технологий для проведения мероприятий по изоляции и ошибками при диагностике водопритоков.
Результаты оценки качества ремонтно-изоляционных работ на нефтяных скважинах Пермского края показали, что применяемые там-
понажные составы не позволяют достигать надежной и эффективной изоляции водоносных горизонтов и получать герметичную крепь при проведении РИР.
При выборе технологии проведения ремонтно-изоляционных работ необходимо учитывать: 1) зоны со значительными остаточными запасами, высокой обводненностью и низкими темпами выработки; 2) скважины в выделенных проблемных зонах, история разработки которых свидетельствует о наличии проблемы преждевременного обводнения продукции; 3) скважины по ожидаемой технологической и экономической эффективности проведения водоизоляционных работ; 4) исследования скважин, позволяющие точно идентифицировать проблему преждевременного обводнения, выбрать технологию и оценить возможную эффективность ремонта.
Проблема повышения эффективности и результативности проводимых ремонтно-изоляционных работ (РИР) заслуживает особого внимания по причине отсутствия должного качества восстановленной крепи за обсадными колоннами нефтяных скважин. В ряде интервалов цементный камень за обсадной колонной может полностью отсутствовать, что может привести к возникновению перетоков между пластами, насыщенными углеводородами, и водоносными горизонтами. Это, в свою очередь, влечет за собой обводнение извлекаемой нефти и нерентабельность дальнейшей эксплуатации нефтеносных объектов.
Кроме того, существует вероятность загрязнения пластовых, артезианских и других вод, используемых во всех видах промышленности Пермского края, в том числе в пищевой промышленности, а также вод, используемых жителями Пермского края для бытовых нужд.
В связи с этим появилась необходимость в разработке рецептур расширяющихся высокоподвижных тампонажных составов для проведения РИР с учетом горно-геологических особенностей конкретного месторождения, а также составов на основе жидкого стекла для проведения селективной изоляции водоносных пластов или обводнившихся пропластков.
Для повышения качества водоизоляционных работ разработаны составы расширяющихся высокоподвижных тампонажных смесей для восстановления крепи обсадных колонн, а также составы для проведе-
ния селективной изоляции водоносных горизонтов и обводнившихся интервалов. Полученные составы могут быть использованы при проведении РИР не только на территории Пермского края, но и в других нефтяных районах России.
Кроме исключения усадки при твердении тампонажных растворов на основе портландцемента, необходимо также регулировать другие технологические свойства тампонажных материалов (время загустевания, сроки схватывания, показатели фильтрации, реологию растворов и др.). Особенно важно при проведении РИР иметь высокоподвижный тампо-нажный раствор для заполнения всех пустот, каналов и трещин в зако-лонном пространстве.
При определении оптимальных значений величин модифицирующих добавок в лабораторных условиях в состав различных тампо-нажных растворов на основе портладцементов вводили следующие добавки:
- понизитель фильтрации (в % от массы ПЦТ);
- пластификатор (в % от массы ПЦТ);
- пеногаситель (в % от массы ПЦТ);
- СаС12 (в % от массы ПЦТ);
- расширяющая добавка (ДР) (в % от массы ПЦТ);
- техническая вода, В/СМ.
ПЦТ - портландцементы тампонажные марок ПЦТ-1-100 и ПЦТ-1-0-СС-1.
Пластификатор предназначен для применения в нефте- и газодобывающей промышленности в качестве модифицирующей добавки для тампонажных растворов при цементировании скважин.
Понизитель фильтрации - регулятор вязкости и понизитель фильтрации тампонажных растворов, применяется в нефте- и газодобывающей промышленности в качестве модифицирующей добавки для тампонажных растворов при цементировании скважин, представляет собой гидроксиметилцеллюлозу.
Пеногаситель - предназначен для применения в нефте- и газодобывающей и строительной промышленности в качестве модифицирующей добавки для тампонажных растворов при цементировании скважин. Оптимальные концентрации реагента в зависимости от термобарических условий.
СаС12 - применяется в качестве реагента ускорителя загустевания и схватывания.
ДР - расширяющие добавки.
В настоящее время для повышения надежности и долговечности крепи обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах в состав там-понажных растворов вводят расширяющие добавки, которые позволяют получать плотный контакт цементного камня с сопредельными средами. Для качественного сравнения величины и механизма расширения тампонажных составов были проведены исследования влияния различных расширяющих добавок на плотность контакта цементного камня с сопредельными средами.
Исследования проводились по следующей методике. Приготовленный по определенной рецептуре тампонажный раствор заливался в специально изготовленные формы. Внутренняя поверхность полой цилиндрической формы - коническая, по периметру наружной поверхности формы закреплены 4 пластины для упора при выдавливании стержня и цементного камня. Стержень также имеет коническую боковую поверхность с углом наклона образующей к оси, как и у формы, 2-3° с целью снижения влияния сил трения на результаты исследований.
Твердение тампонажного раствора в формах происходило в воздушной среде при комнатной температуре (23 °С) в течение 24 часов. Для каждой рецептуры тампонажного раствора проводилось не менее
3 измерений величины усилия выпрессовки. Результаты исследований представлены в табл. 1.
Таблица 1
Оценка влияния расширяющих добавок на плотность контакта цементного камня с сопредельными средами
№ п/п Расширяющие добавки Усилие вып] рессовки, кН Величина адгезии, МПа
стержень камень стержень камень
1 Без расширяющей добавки 2,420 6,333 0,439 0,296
2 ДР «С» (4% от массы ПЦТ) 4,804 9,870 0,876 0,463
3 ДР-1 (4% от массы ПЦТ) 3,950 8,790 0,717 0,412
4 ДР-2 (4% от массы ПЦТ) 3,107 7,930 0,564 0,372
5 ДР-3 (4% от массы ПЦТ) 2,957 7,120 0,537 0,334
6 ДР «В» (4% от массы ПЦТ) 2,780 6,990 0,504 0,328
7 ДР «А» (4% от массы ПЦТ) 2,550 6,530 0,475 0,297
Результаты исследований показывают, что при введении в состав цементных растворов расширяющих добавок увеличивается плотность контакта цементного камня с сопредельными средами. По результатам исследований плотности контакта цементного камня с сопредельными средами можно качественно оценивать степень его расширения. Кроме того, увеличение плотности контакта цементного камня как с металлическим стержнем, так и с формой подтверждает тот факт, что происходит объемное расширение во всех направлениях.
В ходе исследований была разработана рецептура расширяющегося тампонажного состава для восстановления крепи за обсадными колоннами при нормальных и умеренных температурах с низким показателем фильтрации - 25 мл/30 мин при АР = 0,7 МПа, требуемой растекаемости (260-265 мм), высоким значением прочности на изгиб - 9,82 МПа через
4 сут твердения и линейным расширением не менее 4 %. Эта рецептура применима как в Пермском крае, так и в других нефтяных районах со схожими горно-геологическими условиями.
Тампонажный состав разработан на основе портландцемента тампонажного марки О (ПЦТ Ш-СС-1). В состав разработанного расширяющегося тампонажного состава входят: понизитель фильтрации, пластификатор, пеногаситель, реагент для увеличения прочности и адгезии цементного камня, расширяющая добавка на основе оксида кальция, ускоритель схватывания и загустевания. Рецептура и свойства разработанного расширяющегося тампонажного состава представлены в табл. 2 и 3.
Таблица 2
Рецептура расширяющего тампонажного раствора для цементирования хвостовиков боковых стволов при температуре 20 °С
№ п/п Наименование реагента Содержание, % от ПЦТ
1 ПЦТ Ш-СС-1 -
2 Понизитель фильтрации: ГЭЦ 0,2-0,3
3 Пластификатор: ГП-1 0,02-0,2
4 Пеногаситель: ПГ-07 0,01-0,1
5 Реагент для увеличения прочности и адгезии: метакаолин 0,5-2,0
6 ДР-НР 2,0-4,0
7 СаС12 1,0-2,0
8 Техническая вода -
Таблица 3
Свойства расширяющего тампонажного раствора для цементирования хвостовиков боковых стволов при температуре 20 °С
Параметры Значение параметра
Плотность, кг/м3 1850
В/СМ 0,46-0,52
Растекаемость, мм - не менее 260-265
Время загустевания, ч-мин - не менее, При г= 20 °С до 30 Вс - 3-20 до 70 Вс - 3-32
Начало схватывания, ч-мин - не позднее, при г = 20 °С 6-10
Конец схватывания, ч-мин - не позднее, при г = 20 °С 7-00
Прочность на изгиб: через 1 сутки, МПа - не менее 6,12
через 4 суток, МПа - не менее 9,82
Показатель фильтрации за 30 мин при Р = 0,7 МПа, мл - не более 25
Линейное расширение, % 3,5
Применение разработанных расширяющихся тампонажных составов при креплении эксплуатационных колонн на месторождениях Западной Сибири и Казахстана позволило увеличить долю сплошного контакта цементного камня с сопредельными средами на 25-35 %. На рисунке представлены средние величины плотности контакта цементного камня с обсадными трубами и горными породами при цементировании разработанными тампонажными составами.
Рис. Средние значения состояния контакта цементного камня с сопредельными средами при цементировании скважин разработанными тампонажными составами
Таким образом, результаты оценки качества крепления обсадных колонн на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Республики Казахстан показали эффективность разработанных расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами. Удалось существенно повысить качество крепления обсадных колонн и получить надежную и долговечную крепь. На основе разработанных тампонажных составов для крепления обсадных колонн были разработаны высокоподвижные тампонажные составы для восстановления крепи за обсадными трубами.
Кроме того, решения проблемы ограничения притока подошвенных, контурных и нагнетаемых вод можно добиться использованием пакеров, химических или физико-химических методов. Химическое тампонирование путей водопритоков заключается в закупоривании обводненных участков пласта.
Повышение эффективности изоляционных работ возможно путем применения реагентов, образующих непроницаемый экран за счет реакции рабочей смеси с растворенными в пластовой воде минеральными солями.
В присутствии фосфатов и силиката натрия создаются условия, при которых кальций, магний и другие поливалентные металлы образуют твердую фазу в контакте с пластовыми водами. Эти соединения имеют прочные коагуляционные структуры, способные кольматиро-вать поры и микротрещины водоносного пласта.
При отсутствии достаточного количества минеральных солей в пластовой воде для образования твердого осадка в каналах водоносного пласта перед закачкой рабочего агента, разделенной буферной жидкостью, закачиваются одно- или многоэлементные с концентрацией полного насыщения водные растворы солей поливалентных металлов.
Лабораторными исследованиями установлено, что при смешивании разработанного водного раствора рабочего агента с пластовой водой в соотношении 1:1 образуется осадок в полном объеме смешиваемых растворов. Образующийся осадок не растворяется в пластовой воде. В результате достигается надежная и длительная изоляция каналов водоносного или обводнившегося пласта.
Разработанные высокоподвижные тампонажные составы могут быть использованы при цементировании и ремонте обсадных колонн
нефтедобывающих скважин. Рецептуры цементных растворов могут быть скорректированы для конкретных горно-геологических условий.
Применение разработанных тампонажных составов, а также реализация технико-технологических мероприятий позволят повысить качество и эффективность ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, что приведет, в свою очередь, к повышению экологической безопасности при разработке нефтегазовых месторождений.
Работа выполнена при проведении исследований в рамках реализации ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы.
Сведения об авторах
Куницких Артем Александрович (Пермь, Россия) - ассистент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, e-mail: artem_kunitskikh@mail.ru).
Чернышов Сергей Евгеньевич (Пермь, Россия) - кандидат технических наук, доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, e-mail: chernishov9@rambler.ru).
Крапивина Татьяна Николаевна (Пермь, Россия) - кандидат технических наук, старший научный сотрудник отдела проектирования и мониторинга строительства скважин, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми (Россия, 614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29, e-mail: krysin_niko@mail.ru).
About the authors
Kunitskikh Artem Aleksandrovich (Perm, Russia) - Assistant of department «Drilling of oil and gas wells», State National Research Politechnical University of Perm (614990, Perm, Komsomol prospectus, 29, e-mail: artem_kunitskikh@mail.ru).
Chernishov Sergey Evgenyevich (Perm, Russia) - candidate of technical sciences, docent of department «Drilling of oil and gas wells», State National Research Politechnical University of Perm (614990, Perm, Komsomol prospectus, 29, e-mail: chernishov9@rambler.ru).
Krapivina Tatyana Nikolaevna (Perm, Russia) - candidate of technical sciences, senior research fellow, department of design and monitoring of wells construction branch of LLC «PermNIPIneft» in Perm (Россия, 614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29, e-mail: krysin_niko@mail.ru).
Получено 09.09.2011
