А. Мусанов, Д.Н. Кабылкайыр

Казахский национальный исследовательский технический университет имени К.И. Сатпаева,

г.Алматы, Республика Казахстан

Kabylkairov91@mail.ru

Анализ тампонажных материалов и технологических жидкостей

для ремонтно-изоляционных работ скважин

УДК 622.257

Аннотация. В данной статье рассматривается анализ тампонажных материалов и технологических жидкостей для ремонтно-изоляционных работ скважин.

Ключевые слова: Анализ, скважина, тампонажные материалы, технологические жидкости, коррозия, ремонт.

Annotation. This article discusses the analysis of grouting materials and technological liquids for repair and insulation works well.

Очевиден тот факт, что обеспечение надежного изоляционного комплекса скважин с наличием в продукции сероводорода представляет определенные трудности из-за его чрезвычайно агрессивного влияния как на состояние цементного камня, так и контактирующего с последним металла обсадных труб, с поверхностью которых газ взаимодействует из-за некачественного цементирования или проникновения в результате капиллярно-пористой структуры цементного кольца.

Ассортимент коррозионно-стойких в сероводородных средах цементов и тампонажных растворов невелик, исчерпывается несколькими видами. При этом повышение сероводородостойкости цементного камня путем введения кольматирующих добавок и снижения за счет этого его проницаемости не решает проблемы качественного крепления скважин с обеспечением длительного периода их эксплуатации, поскольку с течением времени цементный камень при действии сероводорода разрушается, и особенно быстро при таком его высоком содержании в газе, как на Астраханском ГКМ (до 25 об. %). В связи с этим актуален вопрос разработки тампонажных материалов с новым химико-минералогическим составом, при твердении которых образуется цементный камень с высокой стойкостью к воздействию агрессивных сероводородных сред.

Применение коррозионно-стойких тампонажных материалов при цементировании скважин в условиях сероводородной агрессии является лишь частью решения проблемы повышения надежности крепи, так как коррозионно-стойкий цементный камень, представленный низкоосновными минералами и имеющий пониженное значение рН поровой жидкости, не обеспечивает устойчивого состояния металлоконструкций при действии сероводорода. Поэтому особую актуальность представляет комплексное решение задачи: получение цементного кольца повышенной коррозионной стойкости и одновременное обеспечение эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии [1].

В связи с отсутствием методов коррозионных испытаний цементного камня в сероводородных средах с учетом термобарических условий скважин для объективной оценки коррозионной стойкости цементного кольца в реальных скважинах актуальным является вопрос разработки устройств и способов для проведения таких исследований.

Нерешенной остается задача качественного разобщения пластов при строительстве газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ, наиболее распространенным осложнением которого являются заколонные флюидопроявления. Практика показывает, что одной из основных причин этого является применение тампонажных растворов, технологические свойства которых требуют совершенствования. Поэтому модифицирование тампонажных растворов физико-химическими методами, например, обработкой комплексными реагентами с целью придания меньшей водопотребности, получения седиментационно-устойчивых тиксотропных систем с антифильтрационными свойствами, является малозатратным и перспективным направлением.

Учитывая, что важное место в выполнении программы обеспечения роста добычи газа занимают работы по повышению эффективности разработки истощенных месторождений, направленные на максимальное извлечение углеводородного сырья из недр и соответственное увеличение конечного коэффициента газоконденсатоотдачи месторождений, чрезвычайно актуальной является задача повышения качества ремонтных работ газовых и газоконденсатных скважин. Так как большинство месторождений находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся АНПД и обводнением скважин, целесообразным в направлении повышения качества ремонтно-восстановительных работ (РВР) таких скважин является применение технологических жидкостей, в том числе жидкостей глушения, минимально воздействующих на продуктивный пласт и способствующих сохранению его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Поскольку предлагаемая работа посвящена решению вышеназванных проблем, ее тема является актуальной и перспективной, а разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для для ремонтно-изоляционных работ скважин скважин имеет важное народнохозяйственное значение [2].

В работе приведены результаты исследований активности цементного камня из различных вяжущих к взаимодействию с сероводородом (рис. 1), определены коэффициенты их коррозионной стойкости и влияние сероводородсодержащих агрессивных сред на фазовый состав продуктов твердения цементного камня [2].

– коэффициент активности A_S; – коэффициент активности A_SOз

Рисунок 1 – Коэффициенты активности цементного камня из различных вяжущих

Низкая активность цементного камня к сероводороду является одним из необходимых условий при выборе тампонажных материалов для разобщения пластов. Установлено, что наибольшей активностью к сероводороду с образованием сульфатной серы обладают составы на основе ПЦТ I-100 и отхода содового производства ОП-3, а наименьшей – материалы на основе кислых шлаков никелевого производства НП и НКИ, а также ШПЦС-200. Это объясняется тем, что первые представлены высокоосновными гидратными минералами и включают достаточно оксидов железа, способствующих появлению дополнительного количества сульфат-ионов и протеканию кроме кислотной (сероводородной) еще и сульфатной коррозии, которая за счет объемных изменений (образования эттрингита) в течение 6 мес. испытаний полностью разрушает цементный камень (рис. 2).

слева - после 6 мес. выдерживания в сероводородной среде;

справа - после 6 мес. выдерживания в водопроводной воде (контрольные)

Рисунок 2 – Образцы портландцементного камня (ПЦТ I-100)

Вышеуказанные шлаковые цементы состоят из низкоосновных кристаллогидратов и содержат минимальное количество компонентов, участвующих в окислительно-восстановительных процессах.

Тампонажные материалы типа НКИ и НП. На основе кислых шлаков никелевого производства разработаны тампонажные материалы для применения при креплении сероводородсодержащих скважин с температурами от 90 до 250 °С и содержанием в газе сероводорода до 25 об. %.

Для применения при температурах 90–160 °С разработаны тампонажные цементы типа НКИ-и на основе никелевого шлака, ингибированные при помоле ВФПМ или смесью кубовых остатков производства морфолина и альдегида в объемном соотношении 3:1 – 1:3 в количестве 0,2-2,0 % от массы цемента.

Исследованиями установлено, что цементный камень из НКИ-и характеризуется повышенными значениями коэффициентов коррозионной стойкости (0,99 – 1,00) и степени защиты металла (92–97 %). Применение портландцементного клинкера и введение ингибиторов, представляющих собой смесь ПАВ, в процессе совместного помола компонентов при изготовлении цементов НКИ-и обусловливает их пониженную водопотребность (В/Ц = 0,35–0,40) ввиду пластифицирующего действия ингибиторов и, как следствие, повышение прочности в 1,2–1,4 раза по сравнению с базовым и снижение газопроницаемости образующегося камня в 2 раза. В сравнении с параметрами тампонажных растворов–камня из НКИ, ингибированного ВФПМ при затворении, пластифицированный ингибитором при помоле цемент НКИ имеет указанные преимущества, обусловленные повышенным коэффициентом размолоспособности сырьевых компонентов и формированием при твердении мелкокристаллической плотноупакованной структуры цементного камня.

Тампонажный материал НП-х для применения в интервале температур 160–250 °С на основе никелевого шлака с добавками кварцевого песка, активизатора твердения и нейтрализатора сероводорода позволяет получить цементные растворы с регулируемым применяемыми в буровой практике реагентами временем загустевания. Цементный камень, представленный низкоосновными гидратными минералами с повышенной коррозионной стойкостью, в результате нейтрализую щего сероводород действия бихромата калия с образованием кольматирующих поровое пространство продуктов реакций имеет низкую проницаемость.

Тампонажные материалы типа НКИ и НП предназначены для цементирования обсадных колонн и установки цементных мостов в скважинах с сероводородсодержащей продукцией. Эти цементы имеют повышенную сероводородостойкость, а их ингибирование обеспечивает защиту обсадных труб от коррозии. В целях повышения качества крепления сероводородсодержащих скважин могут применяться вместо цементов ШПЦС-120, ШПЦС-200 и их аналогов [3].

Тампонажный материал НКИ на основе кислого никелевого шлака–отхода Побужского никелевого завода Кировоградской обл. выпускался Днепродзержинским цементным заводом УССР. Шлаков, аналогичных никелевому, в России нет, и цемент НКИ в настоящее время в связи с осложнением внешнеэкономических отношений с Украиной не производится.

Тампонажный материал с ЦПУ. Разработан коррозионно-стойкий в сероводородных средах тампонажный материал с кремнеземистой добавкой, в качестве которой используется неутилизируемый отход – циклонная пыль-унос (ЦПУ) производства термоаргиллита с удельной поверхностью 210 -250 м²/кг.

В тампонажной смеси используют вяжущее на основе портландцемента или шлакопесчаных композиций в зависимости от температуры применения.

Тампонажный раствор для изоляции притоков посторонних вод. Прорывы посторонних вод, расположенных как ниже подошвы, так и выше кровли продуктивного пласта, опасны для залежи. Происходят они в результате негерметичности цементного кольца за обсадной колонной как в процессе освоения, так и по истечении некоторого периода эксплуатации скважин. Посторонние воды изолируют цементированием скважины под давлением с целью уплотнения цементного кольца. При этом качество изоляции зависит от проникающей способности или подвижности (напряжения сдвига) цементного раствора, в особенности при малом радиусе водопроводящих каналов, а также от показателей водоотдачи, тиксотропии и седиментационной устойчивости [4].

Поскольку одной из причин неудачных операций при исправительном цементировании является нарушение адгезионных связей цементного камня с породой и колонной, а иногда и разрыв пласта, обусловленные высокими развиваемыми давлениями при закачивании цементных растворов в зоны устранения дефектов, требованием, предъявляемым к тампонажному материалу, предусмотрено обеспечение пониженных сопротивлений при прокачке. Такому требованию отвечает разработанный нами тиксотропный тампонажный раствор с низким значением динамического напряжения сдвига (t_о) на основе отхода производства себациновой кислоты (ОСК), катионактивного вещества на основе алкилимидозолинов (КАИЗ) и радиализованного g-излучением полиакриламида (РПАА).

Тампонажный раствор имеет следующие технологические показатели: плотность 1700–1740 кг/м³, растекаемость 18–20 см; водоотдача 14–23 см³/30 мин, t_{о = 5–10 дПа, тиксотропия 2,2–3,7, водоотделение 0–0,5 мл, в то время как не обработанный химреагентами портландцемент с В/Ц 0,5 характеризуется следующими значениями показателей в порядке их перечисления – 1840 кг/м3, 22 см, 212 см3/30 мин, 293 дПа, 1,5 и 6,8 мл соответственно.}

_{В работе приведен механизм взаимодействия ингредиентов с обоснованием их влияния на параметры растворов и цементного камня.}

Технология изоляции подошвенных водопротоков с предварительным блокированием продуктивного пласта. С целью сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта нами разработана новая технология ремонтно-изоляционных работ, включающая предварительную закачку буферной жидкости (дизтопливо, газоконденсат или др.), блокирование продуктивного горизонта не загрязняющей пласт пенообразующей жидкостью с наполнителем и изоляцию водоносного пласта тиксотропным тампонажным раствором с низкой водоотдачей (рис. 3) [5].

1,2- цементировочный агрегат; 3 - блок приготовления раствора; 4 - тройник; 5 - эжектор; - продуктивный пласт;- блокирующий агент;- изолирующий агент

Рисунок 3 – Схема обвязки скважины при проведении ремонтно-изоляционных работ в условиях АНПД

Последовательность проведения ремонтно-изоляционных работ описана в диссертации.

Применение буферной жидкости и блокирующего агента с определенными значениями вязкостей, удовлетворяющих условиям: h_буф < h_пл (h_пл – вязкость пластовой воды) и h_бл > h_пл, а также определяемой расчетом разницы давлений продавки агентов способствует тому, что газоносный пласт блокируется специальной жидкостью, а водоносный горизонт изолируется тампонажным раствором. При этом сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта и обеспечивается надежная изоляция притока подошвенной воды в условиях АНПД.

Список использованных источников:

1. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях / Ю.И. Петраков, А.А. Перейма, Г.Д. Дибров и др. // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 1. – С. 18–21.

2. Применение коррозионностойких тампонажных растворов для крепления скважин с сероводродосодержащей продукцией / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, Л.А. Крепкая, В.Ф. Волошин // Тез. докл. VI Республ. конфер. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов. – Киев: ИКХХВ АН УССР, 1985. – С. 106–107.

3. Технологические жидкости для освоения скважин с АВПД / А.А. Перейма, Н.М. Дубов, В.Е. Черкасова и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – № 3 – С. 40–44.

4. Тампонирующий материал для ремонтно-изоляционных работ / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. – 1998. – № 1. – С. 40–41.

5. Тампонажный раствор для цементирования скважин в условиях воздействия агрессивных сред / А.А. Перейма, Л.В. Перцева, В.Ф. Волошин и др. // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: Информ сб. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – Вып. 3. – С. 37–38.