Облегченный тампонажный состав на основе комплексной модифицирующей добавки WellFix Base

Lightweight grouting based on WellFix Base complex modifying additive

KUZNETSOV O.A.1,
KOZHEVNIKOV R.O.1,
LOGINOV M.A.1,
PONOMAREV V.A.1,
NURSKANOV V.D.1
1 «Himprom» LLC,
Perm, 614101,
Russian Federation

Предложены составы облегченных тампонажных материалов для крепления скважин с АНПД на основе цемента ПЦТ-I-G-CC-1, комплексной модифицирующей добавки WellFix Base и реагентов-регуляторов технологических свойств цементных растворов: понизителя фильтрации WellFix FL 2 и пластификатора WellFix P 100.

Технический результат – предупреждение поглощений тампонажных растворов при креплении скважин с АНПД.

Compositions of lightweight cementing materials for cementing wells with oil production wells based on cement PCT-I-G-CC-1, complex modifying additive WellFix Base and reagents-regulators of technological properties of cement mortars: WellFix filtration reducer FL 2 and WellFix P 100 plasticizer are proposed.
The technical result is the prevention of absorption of cement slurries during the fastening of wells with AAP.

В связи с ростом объемов бурения в сложных горно-геологических условиях, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти возникает необходимость разработки высокоэффективных технологий строительства скважин, отличающихся минимальными материальными затратами и при этом обеспечивающих успешное выполнение поставленных технологических задач.
Для крепления скважин с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД), вызванными как естественными, так и искусственными причинами, оправдано использование облегченных тампонажных материалов.
Как известно, основной причиной поглощений цементного раствора является превышение давления столба жидкости над пластовым давлением. Причин чрезмерно высокого давления может быть несколько:
• излишне высокая плотность тампонажного раствора;
• неправильный выбор способа и режима цементирования;
• неправильно подобранные параметры тампонажных жидкостей (преждевременное загустевание, высокая вязкость и т.д.).
Поглощения тампонажного раствора приводят к более тяжелым последствиям, нежели уход промывочной жидкости (бурового раствора) в процессе бурения. Обусловленный поглощениями недоподъем цементного раствора до проектной высоты приводит к необходимости проведения сложных ремонтных работ, а также снижению проницаемости продуктивных пластов, что сказывается на дебите скважины после ввода ее в эксплуатацию.
Получение облегченных тампонажных систем достигается введением в состав смеси облегчающих добавок различного происхождения (бентонит, известняк, золы топливные и т.д.), изменением водоцементного отношения. Использование вышеупомянутых методов, как правило, ведет к снижению прочности цементного камня, растянутым срокам схватывания (для инертных минеральных добавок), неудовлетворительным структурно-реологическим свойствам. Повышение водосодержания цементной смеси ухудшает седиментационную устойчивость, для улучшения которой необходимо повышать вязкость жидкости затворения или дисперсность твердой фазы, что неизбежно ведет к удорожанию цементной смеси.
Несколько лучшие параметры показывают аэрированные тампонажные материалы и тампонажные материалы с использованием алюмосиликатной полой микросферы (АСПМ), пенокерамики. Но существенным недостатком таких систем является их сжимаемость (схлопывание), что ограничивает возможности использования данных растворов.
Учитывая вышеизложенное, при разработке тампонажных составов для крепления скважин с АНПД ставились следующие задачи:
1) Получение облегченного тампонажного материала плотностью не более 1,56 г/см3;
2) Время загустевания цементного теста менее 8 часов;
3) Получение оптимальных структурно-реологических свойств, высокой седиментационной устойчивости;
4) Водоотдача — менее 100 см3/ 30 мин;
5) Минимальные материальные затраты, легкость приготовления, простой компонентный состав;
6) Стабильность параметров тампонажного материала под действием высокого давления.
Для достижения требуемого результата в лаборатории ООО «Химпром» был подобран облегченный тампонажный состав на основе специальной комплексной добавки WellFix Base 1 (табл. 1).
Комплексная добавка WellFix Base 1 представляет собой минеральный высокоактивный наполнитель, который позволяет придать плотность структуры твердеющему составу, а также, за счет наличия мелкодисперсных фракций, повысить эффективность действия поверхностно-активных веществ, тем самым улучшить седиментационную устойчивость и структурно-реологические свойства цементного раствора. Технологические параметры облегченного тампонажного состава на основе WellFix Base 1 приведены в табл. 2.
Тампонажный состав с использованием реагента WellFix Base 1 и реагентов регуляторов отличается:
– низким водоотделением;
– фильтрацией цементного теста менее 100 см3/30 мин;
– высокой прочностью цементного камня;
– высокой технологичностью.
В состав тампонажного раствора входит понизитель водоотдачи WellFix FL 2, представляющий собой синтетический полимер на основе акриловой кислоты. Данный реагент эффективно снижает фильтрацию цементного теста, хорошо совместим с многокомпонентными тампонажными составами, не ухудшает их вязкостные свойства.
Для улучшения реологических характеристик цементного раствора в состав включен высокоэффективный поликарбоксилатный пластификатор WellFix P 100 (рабочие концентрации 0,02 – 0,2 % от веса сухого цемента).
При очевидных преимуществах разработанный состав обладает чрезмерно растянутым временем загустевания (рис. 1), что считается вредным для качества крепления обсадных колонн [1, 2], поскольку способствует развитию седиментационных процессов и образованию каналов в цементной крепи за счет прорывов пластовых флюидов.

С целью улучшения характеристик цементного теста, сокращения времени загустевания был подобран новый тонкодисперсный минеральный наполнитель для облегченных цементов WellFix Base 2 и на его основе разработан тампонажный состав с улучшенными технологическими свойствами (табл. 3).
WellFix Base 2 отличается от WellFix Base 1 улучшенным химическим и гранулометрическим составом, что проявляется в большей активности реагента. Наполнитель WellFix Base 2 активно влияет на процессы гидратации и структурообразования в формирующемся цементном камне.
Приготовление цементного теста и определение его характеристик проводились в соответствии с действующими международными стандартами при температуре 43 ̊С (время загустевания — при 43 ̊С, 27 МПа, термостатирование цементных кубиков для испытания прочности при сжатии проводилось при 43 ̊С и атмосферном давлении в течение 14 и 24 часов).
Тампонажный состав с иcпользованием реагента WellFix Base 2 в сравнении с составом на основе реагента WellFix Base 1 имеет ряд преимуществ (табл. 4, рис. 2):
– улучшены вязкостные свойства, состав лучше замешивается;
– время загустевания цементного теста сокращено до 4 часов;
– фильтрационные потери уменьшены на 15 %;
– цементный камень имеет несколько большую прочность.
Следует отметить, что компоненты тампонажных составов не сжимаются под действием высокого давления, и, как следствие, данные тампонажные материалы могут быть использованы в широком диапазоне температур и давлений.

ВЫВОДЫ
Таким образом, применение продуктов серии WellFix Basе совместно с реагентами-регуляторами позволяет получить облегченные тампонажные составы, отличающиеся хорошими структурно-реологическими характеристиками, низкой фильтрацией, высокой седиментационной устойчивостью и тиксотропностью. Цементные растворы, приготовленные на их основе, не имеют недостатков, зачастую свойственных растворам с использованием АСПМ, инертных наполнителей и других распространенных облегчающих добавок.
Использование в составе смеси реагента WellFix Base 2 позволяет улучшить характеристики цементного теста, сократить время загустевания.
В лаборатории ООО «Химпром» ведутся работы по улучшению состава на основе реагента WellFix Base 2, расширению диапазона и возможностей его применения. Планируется проведение опытно-промышленных испытаний данного состава на месторождениях Тюменской области.

Литература

1. Чернышов С.Е., Турбаков М.С. Крепление, испытание
и освоение скважин при разработке нефтяных месторождений: учебное пособие. Пермь: Перм. нац. исслед. политехн. ун-т, 2011. 232 с.
2. Антоненко Д.В., Тимофеева Д.В. Применение тампонажных растворов, обработанных реагентами серии «Крепь»,
при цементировании скважин // Нефтяное хозяйство. 2005. № 4. С. 28–29.

References

1. Chernyshov S.Ye., Turbakov M.S. Krepleniye, ispytaniye
i osvoyeniye skvazhin pri razrabotke neftyanykh mestorozhdeniy: uchebnoye posobiye [Fastening, testing and development of wells in the development of oil fields: a training manual]. Perm, Perm National Research Polytechnic UniversityPubl., 2011, 232 p.
(In Russian).
2. Antonenko D.V., Timofeeva D.V. . Primeneniye tamponazhnykh rastvorov, obrabotannykh reagentami serii «Krep'», pri tsementirovanii skvazhin [The use of cement slurries treated with reagents of the “Fix” series for cementing wells]. Neftyanoye khozyaystvo
[Oil industry], 2005, no. 4, pp. 28–29. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Кузнецов О.А.

    Кузнецов О.А.

    Исполнительный директор

    ООО «Химпром»

    Кожевников Р.О.

    Кожевников Р.О.

    Заместитель коммерческого директора по инновациям и разработкам

    ООО «Химпром», г. Пермь

    Логинов М.А.

    Логинов М.А.

    Начальник отдела продвижения химических реагентов для цементирования скважин

    ООО «Химпром», г. Пермь

    Пономарев В.А.

    Пономарев В.А.

    Специалист отдела продвижения химических реагентов для цементирования скважин

    ООО «Химпром»

    Нурсканов В.Д.

    Нурсканов В.Д.

    Начальник лаборатории буровых и тампонажных растворов

    OOO «Химпром»

    Просмотров статьи: 1001

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru