CC BY
100
УДК 622.245.422.4
ВЛИЯНИЕ ВИДА И КОНЦЕНТРАЦИИ СОЛЕЙ НА СВОЙСТВА
ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА
Б.Б. НУРИДДИНОВ, студент М.Б. КУКАЕВ, бакалавр И.Г. ГУБАЙДУЛЛИН, бакалавр А.Н. ГИНИЯТУЛЛИН, студент
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: mkuk96@bk.ru
В статье рассмотрена проблема организации и эксплуатации скважин в сложных геологических условиях. Показана актуальность снижения времени ожидания затвердения тампонажных растворов, повышения прочностных показателей цементного камня и его сцепления с обсадными колоннами. Установлено положительное влияние солей NaCl и CaCl2 на исследуемые технические характеристики тампонажного раствора и цементного камня. Практически значимым результатом является улучшение показателей схватывания, повышение прочности при изгибе и сжатии без существенного ухудшения сцепления цементного камня с обсадной колонной при 5%-й концентрации солей.
Ключевые слова: эксплуатация скважин, тампонажный раствор, концентрация солей, прочность при изгибе и сжатии, плотность, адгезия.
Важным условием длительной эксплуатации скважины является улучшение качества ее крепления. Довольно распространенной проблемой является низкая адгезия цементного камня и горной породы. Нарушение герметичности контакта - главная причина формирования межпластовых перетоков, которые впоследствии увеличивают стоимость эксплуатации скважины, из-за снижения межремонтного периода.
Кроме того, в процессе крепления верхней части скважин промежуточными колоннами и кондукторами требуется сокращение времени ожидания затвердения цемента, повышение прочности цементного камня на изгиб и сжатие, непроницаемость, сцепление с обсадными трубами и стенкой скважины, увеличение плотности цементного раствора и др.
В связи с этим актуальным является поиск вида и концентрации солей, добавляемых в раствор для цементирования, способствующих достижению вышеуказанных технических результатов.
Целью работы является определение влияния солей N8^ и СаС12 различных концентраций на свойства цементного раствора и камня. Гипотезой исследования является повышение плотности, снижение сроков схватывания растворов портландцемента (ПЦ), повышение прочности при изгибе и сжатии, а также адгезии цементного камня. Научной новизной работы являются впервые полученные зависимости заданных в гипотезе технических характеристик цементного раствора и камня от концентрации солей N8^ и СаС12. Практически значимыми результатами исследования являются установленные концентрации солей, снижающие сроки схватывания растворов ПЦ и повышающие прочность при изгибе и сжатии, а также адгезии цементного камня.
Известно, что на процесс организации и эксплуатации скважин влияют специфические неоднородности геологического строения, возможность растворения солей в грунтовых водах, таяние мерзлоты и деградация терриген-ных пород разреза, а также термические и коррозионные
воздействия и прочие факторы, предопределяющие возникновение разнообразных технологических проблем. Значительная часть таких проблем может быть устранена посредством использования специальных тампо-нажных растворов для данных условий цементирования. Тампонажный промывочный раствор применяется в бурении для достижения увеличения срока функциональной пригодности скважины наряду с технологическим процессом разобщения пластов обсадными колоннами [1].
По мере увеличения глубины скважины требуется проводить цикл работ по укреплению стволового пути, включающий спуск обсадной колонны и тампонаж затрубного сектора. Так как в качестве тампонажного промывочного раствора обычно (но не всегда) применяются рабочие жидкости, содержащие цемент, этот технологический прием получил дублирующее название «цементирование скважины». Для дальнейшей успешной эксплуатации скважины процесс укрепления стенок цементированием, и в частности качество образующегося цементного камня, играет первостепенную роль [2].
Методика исследования влияния солей на свойства тампонажного раствора в данной работе включала:
1) применение портландцемента марки ПЦ-1-50;
2) использование отношения воды к цементу В/Ц=0,5 и различных концентраций солей для приготовления раствора;
3) смешивание раствора с помощью мешалки;
4) использование получившихся смесей для оценки различных технических показателей - плотности, сроков схватывания, прочности и адгезии.
Эксперимент проводили с добавлением солей N8^ и СаС12 в концентрациях 5, 10, 15 и 20%. Для определения показателей по [3] использовалось стандартное оборудование и методики, рекомендуемые производителями оборудования или согласно ГОСТ.
Установлено, что при добавлении соли различной концентрации наблюдается рост плотности измеряемой жидкости приблизительно на 20% для обеих исследуемых солей:
Таблица 1
Влияние NaCl и CaCl2 на период схватывания ПЦ-1-50 при В/Ц=0,5
Сухая смесь ПЦ-1-50 (чистый) р = 1800 кг/м3 2R = 25 см ПЦ-1-50 + 5% соли р = 1810 кг/м3 2R = 25 см ПЦ-1-50 + 10% соли р = 1820 кг/м3 2R = 25 см ПЦ-1-50 + 15% соли р = 1830 кг/м3 2R = 25 см ПЦ-1-50 + 20% соли р = 1850 кг/м3 2R = 25 см
№С!
Начало схватывания 4 ч 20 мин 3 ч 05 мин 9 ч 40 мин 10 ч 50 мин более 11 ч
Конец схватывания 7 ч 40 мин 6 ч 50 мин более 11 ч более 11 ч более 12 ч
СаС!2
Начало схватывания 4 ч 20 мин 20 мин 45 мин 1 ч 25 мин 2 ч 20 мин
Конец схватывания 7 ч 40 мин 45 мин 2 ч 20 мин 3 ч 10 мин 3 ч 50 мин
р (вода) = 1000 кг/м3; р (вода + N8^ 5%) = 1110 кг/м3; р (вода + N8^ 10%) = 1130 кг/м3; р (вода + N8^ 15%) = 1170 кг/м3; р (вода + N8^ 20%) = 1200 кг/м3; р (вода + СаС12 5%) = 1120 кг/м3; р (вода + СаС12 10%) = 1150 кг/м3; р (вода + СаС12 15%) = 1180 кг/м3; р (вода + СаС12 20%) = 1210 кг/м3. Следовательно, при увеличении концентрации солей происходит закономерный существенный рост плотности раствора. Необходимо отметить, что улучшение растворимости солей в воде и жидкой фазе буровых растворов наблюдается с повышением температуры и давления. С целью предотвращения растворения солей производят «затворение» тампонажного раствора водными растворами тех же солей.
В связи с этим проведено экспериментальное исследование влияния солей на сроки схватывания ПЦ (табл. 1).
Таблица 2
Влияние NaCl и CaCl2 на прочность при изгибе цементного камня
Сухая смесь ПЦ-1-50 (чистый) ПЦ-1-50 + 5% соли ПЦ-1-50 + 10% соли ПЦ-1-50 + 15% соли ПЦ-1-50 + 20% соли
№С!
Изгиб, МПа 3,09 3,77 3,72 2,39 1,59
СаС!2
Изгиб, МПа 3,09 3,93 2,78 1,81 0,585
Таблица 3 ВлияниеNaCl и CaCl2 на прочность при сжатии цементного камня
Сухая смесь ПЦ-1-50 (чистый) ПЦ-1-50 + 5% соли ПЦ-1-50 + 10% соли ПЦ-1-50 + 15% соли ПЦ-1-50 + 20% соли
№С!
Сжатие, МПа 2,26 2,45 2,42 2,34 2,18
СаС!2
Сжатие, Мпа 2,26 3,05 4,33 3,5 1,75
Согласно табл. 1 время начала и конца схватывания сокращается при использовании 5%-й концентрации соли N8^, а при последующем повышении содержания данной соли происходит рост изучаемых параметров относительно исходного ПЦ. При использовании С8С12 в любых концентрациях начало и конец схватывания происходят значительно быстрее исходного ПЦ. Результаты данного эксперимента позволяют регулировать сроки схватывания цементного раствора в зависимости от конкретных условий организации скважины.
Известно, что минерализованные тампонажные растворы используются для разобщения пластов в сложных геологических условиях при наличии хемогенно-терригенных отложений, что обуславливает повышенные требования к прочностным и деформационным свойствам цементного камня. Согласно исследованиям Л.Б. Измайлова, сминающее давление может быть увеличено на 25-40% посредством цементного кольца, но если прочность на сжатие цементного камня равна или превышает прочность растяжения породы или составляет не менее 1,2 МПа, то влияние цементного кольца незначительно [2].
Результаты изменения прочности при изгибе и сжатии цементного камня от концентрации исследуемых солей приведены в табл. 2 и 3 соответственно.
Согласно данным табл. 2 и 3 можно отметить, что прочность цементного камня при изгибе и сжатии увеличивается при добавлении солей с концентрациями 5% и 10%, а при содержании солей в пределах 15% и 20% исследуемые прочностные показатели снижаются.
При совершенствовании составов тампо-нажных растворов необходимо учитывать понятие адгезии. Соответственно в процессе исследований тампонажных материалов необходимо проводить оценку прочности адгезионного соединения методом отрыва поверхностей отвержденного там-понажного материала и контактирующего с ним в ходе отверждения другого искусственного или природного материала.
4 • 2017
35
Таблица 4
Влияние NaC1и CaC2 на адгезию цементного камня с ОК
Сухая смесь ПЦ-1-50 (чистый) ПЦ-1-50 + 5% NaCl ПЦ-1-50 + 10% NaCl ПЦ-1-50 + 5% CaCl2 ПЦ-1-50 + 10% CaCl2
После нахождения исследуемых образцов в течение одного дня в ванне с гидравлическим затвором и в течение одного дня в воде
Сцепление с ОК, МПа 9,15 8,56 5,62 10,65 7,38
После нахождения исследуемых образцов в течение одного дня в ванне с гидравлическим затвором и шести дней в воде
Сцепление с ОК, Мпа 14,96 13,21 12,42 14,54 12,68
Метод отрыва учитывает влияние объемных изменений отверждающегося тампонажного материала на напряжение контакта [3].
Оценка сцепления (адгезии) цементного камня с обсадной колонной (ОК) проводилась после нахождения исследуемых образцов в течение одного дня в ванне с гидравлическим затвором и затем в течение одного дня в воде, затем столько же времени в ванне с гидравлическим затвором и шесть дней в воде. Характер влияния изучаемых солей и их концентрации на агезию, оцениваемую по показателю сцепления с ОК, представлен в табл. 4.
Согласно данным табл. 4, сцепление цементного камня с ОК при добавлении солей N8^ и СаС12 в концентрации
5% незначительно отличается от чистого цементного раствора, а при добавлении солей N8^ и СаС12 в концентрации 10% и выше адгезия цементного камня с ОК заметно уменьшается.
Таким образом, установлено положительное влияние солей N8^ С8С12 на исследуемые технические характеристики тампонажного раствора и цементного камня. Выявлено, что предпочтительными являются концентрации солей в пределах 5%, способствующие улучшению показателей схватывания, повышения прочности при изгибе и сжатии без существенного ухудшения сцепления цементного камня с обсадной колонной.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кожевников Е.В., Николаев Н.И., Ожгибесов О.А., Дворецкас Р.В. Исследование влияния седиментации тампонажного раствора на свойства получаемого цементного камня // Нефтяное хозяйство. 2014. № 6. С. 23-25.
2. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. М.: Недра, 1988. 221 с.
3. Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Сер. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 2014. № 11. С. 29-37.
INFLUENCE OF THE SALTS TYPE AND CONCENTRATION ON THE PROPERTIES OF A GROUTING MORTAR
NURIDDINOV B.B., Student KUKAEV M.B., Bachelor GUBBAIDULLIN I.G., Bachelor GINIYATULLIN A.N., Student
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU)
(1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Baschkortostan, Russia).
E-mail: mkuk96@bk.ru
ABSTRACT
The problem of well organization and operation in complex geological conditions is under consideration in the article. The urgency of reducing the waiting time for hardening of grouting mortars, of increasing the strength parameters of cement stone and its adhesion to casing strings is shown. The positive effect of NaCl and CaCl2 salts on the technical characteristics of a grouting mortar and cement stone has been established. A practically significant result is an improvement in the hardening values, an increase in bending and compression strength, without a significant deterioration in the adhesion of cement stone to the casing string at a 5% salt concentration.
Keywords: well operation, grouting mortar, salt concentration, bending and compression strength, density, adhesion. REFERENCES
1. Kozhevnikov E.V., Nikolaev N.I., Ozhgibesov O.A., Dvoretskas R.V. Investigation of the influence of sedimentation of a grouting mortar on the properties of the resulting cement stone. Neftyanoe khozyaystvo, 2014, no. 6, pp. 23-25 (In Russian).
2. Bulatov A.I., Mariampol'skiy N.A. Regulirovaniye tekhnologicheskikhpokazateley tamponazhnykhrastvorov [Regulation of technological parameters of oil wells]. Moscow, Nedra Publ., 1988. 221 p.
3. Nikolaev N.I., Kozhevnikov E.V. Improving the quality of fastening wells with horizontal sections. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta, 2014, no. 11, pp. 29-37 (In Russian).
