Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Капитальный ремонт скважин
  • Предупреждение преждевременного обводнения скважины применением составов на базе кремнийорганических соединений при первичном цементировании

Предупреждение преждевременного обводнения скважины применением составов на базе кремнийорганических соединений при первичном цементировании

Одна из причин преждевременного обводнения нефтяных скважин заключается в возникновении заколонных циркуляций (ЗКЦ). Для предупреждения ЗКЦ начиная с 2012 года на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» при цементировании обсадных колонн скважин применяются сухие гидроизоляционные смеси, позволяющие повысить герметичность заколонного пространства и в 3,5 раза (по сравнению с использованием базовой технологии) сократить возникновение внутрипластовых перетоков. Однако применение сухих гидроизоляционных добавок полностью проблему появления ЗКЦ не решает. Вероятнее всего, причина заключается в ухудшении прочностных и изоляционных характеристик цементного кольца (камня) вследствие влияния ряда факторов: возникновения значительных динамических нагрузок при операциях по опрессовке, вторичному вскрытию пласта, освоению скважины и гидроразрыву пласта (ГРП), снижения массы и объема цементного камня после взаимодействия с агрессивными кислотами, а также длительного воздействия минерализованных пластовых вод.

Для устранения указанных недостатков был предложен состав на основе жидкой гидроизоляционной композиции с кремнийорганическими соединениями (КОС), обладающий такими преимуществами, как непроницаемость для воды и хлоридов; повышение трещиностойкости и устойчивости к ударным знакопеременным нагрузкам; устойчивость к воздействию агрессивных сред (солей, щелочей, кислот).

16.03.2018 Инженерная практика №01/2018
Нафиков Рустем Кавсарович Начальник отдела Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Сотников Данил Владимирович Инженер отдела крепления скважин Филиала ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

В настоящее время в нефтяной промышленности ввиду простоты применения (совместимость с любыми типами цементов) и высоких эксплуатационных характеристик тампонажного материала наиболее широкое распространение получили сухие гидрофобизирующие добавки. Однако данная технология обладает рядом недостатков, в связи с чем на практике был изучен способ гидроизоляции цементного камня обработкой его жидкими композициями на кремнийорганической основе.

При взаимодействии гидроизоляционной добавки с составляющими цементного камня на поверхности микротрещин, пор, а также частиц цемента в межпоровом пространстве формируется и полимеризуется новый слой-пленка из молекул кремнийорганических соединений (КОС). Пленка перекрывает мелкие трещины и капилляры, закрывая их и переводя в категорию закрытой пористости. Гидросиликаты и гидроалюминаты кальция, гидроксид кальция и другие минералы, входящие в состав цементного камня, представляют собой хорошо смачиваемые вещества. После взаимодействия с кремнийорганическими соединениями эти структурные компоненты цементного камня становятся несмачиваемыми, поэтому его проницаемость для воды резко снижается.

ПОЛИМЕРЦЕМЕНТНЫЙ РАСТВОР С ЖИДКОЙ ГИДРОИЗОЛЯЦИОННОЙ СМЕСЬЮ НА ОСНОВЕ КОС

Авторы настоящей статьи провели исследование, нацеленное на разработку технологии, позволяющей сократить ЗКЦ при помощи полимерцементного раствора-камня с жидкой гидроизоляционной смесью на кремнийорганической основе.

В ходе исследований были использованы два вида кремнийорганических композиций: «СИЛОР Т» – состав из полиизоцианатной основы, гидрофобного пластификатора и органического гидрофобного растворителя; и «АКОР БН» – состав на основе алкиловых эфиров ортокремниевой кислоты.

Выбор материалов был основан на анализе литературных источников [1-7]. При введении кремнийорганических соединений в базовую рецептуру отмечается снижение фильтрации, повышение пластичности, прочностных и адгезионных характеристик. Также тампонажный материал приобретает ряд других полезных свойств: непроницаемость для воды, хлоридов и солей; повышение трещиностойкости и устойчивости к ударным знакопеременным нагрузкам;устойчивость к воздействию агрессивных сред (в том числе щелочей и кислот).

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРОИЗОЛЯЦИОННЫХ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА

Для проверки гидроизоляционных свойств тампонажного материала была разработана поэтапная методика испытаний. На первом этапе определялась степень влияния внешней среды (минерализованной воды) на прочностные характеристики тампонажного материала с гидроизоляционными свойствами и без.

При проведении испытаний использовалась пластовая вода из скважины системы поддержания пластового давления (ППД). Образцы тампонажных материалов находились в термостате с пластовой водой при температуре 75°С. Были испытаны рецептуры на основе цемента ПЦТ-I-G: базовая и модификации с «СИЛОР Т» и «АКОР БН», а также смесь на основе сухих гидроизоляционных добавок. В контрольные сроки (3, 7, 14 и 31 сут) определялись их механические свойства (табл. 1).

Таблица 1. Результаты после выдержки в минерализованной пластовой воде
Таблица 1. Результаты после выдержки в минерализованной пластовой воде

Данные испытания наглядно показали, что все цементные камни обладают пористостью. При минимальной пористости реакция взаимодействия была бы возможна только в узком приграничном слое. Чем выше открытая пористость, тем больше реакционная зона (поверхность).

Было отмечено изменение плотности образцов (массы). Увеличение массы образцов с гидроизоляционными свойствами произошло за счет образования нерастворимых кристаллогидратов и накопления продуктов реакции с внешней средой в поровом пространстве цементного камня. Составы без гидроизоляционной защиты подверглись коррозии выщелачивания. При этом часть соединений, входивших в структуру цементного камня, растворилась ввиду большей реакционной доступности порового пространства. Поэтому масса образцов незначительно снизилась. Это, в свою очередь, сказалось на их прочностных характеристиках.

Для обобщения полученных результатов была составлена логарифмическая аппроксимация табличных данных (рис. 1). Мы можем видеть, что исходная прочность (трое суток) цементного камня не может быть принята в качестве критерия его долговечности. Более важно изменение прочности с возрастом образцов.

Рис. 1. Аппроксимация экспериментальных данных
Рис. 1. Аппроксимация экспериментальных данных
Рис. 2. Схема установки по определению давления прорыва флюида
Рис. 2. Схема установки по определению давления прорыва флюида

Составы с кремнийорганическими соединениями характеризуются более стабильными прочностными показателями, независимо от продолжительности эксперимента. Базовый состав и состав с сухими гидроизоляционными добавками отличаются резким набором прочности, однако эксперименты показали, что с течением времени будет происходить снижение данного показателя.

В ходе первого этапа реализации методики испытаний были установлены такие преимущества КОС, как высокие прочностные показатели («СИЛОР Т») и динамика их сохранения («СИЛОР Т» и «АКОР БН»). Прочность на изгиб с возрастом образцов снижается. Наименьшее снижение отмечается у гидроизоляционного состава с «СИЛОР Т» – 3,2% (табл. 1).

ВТОРОЙ ЭТАП ИСПЫТАНИЙ

На втором этапе определялась степень воздействия агрессивной кислоты, которому подвергается цементный камень при операциях по интенсификации притока. В 2015 году на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» были проведены 850 операций по солянокислотной обработке скважин (СКО).

Для подтверждения новообразований в поровом пространстве при подготовке образцов были приняты следующие условия: первая половина образцов выдерживалась в течение одного месяца в пластовой воде в атмосферных условиях при температуре 22°С; вторая половина образцов (возрастом 31 сутки) хранилась в воздушно-влажных условиях при температуре 22°С.

Перед погружением, образцы высушивались до прекращения потери массы при температуре 100°С. Продолжительность воздействия агрессивной кислоты (12% HCl + 4% HF при 75°С) составила два часа. Далее образцы промывались дистиллированной водой и снова высушивались до определения постоянной массы (табл. 2).

Таблица 2. Воздействие агрессивной кислоты
Таблица 2. Воздействие агрессивной кислоты

Масса всех образцов, хранившихся в воздушновлажных условиях, снизилась в 1,5 раза по сравнению с образцами, находившимися в пластовой воде. Причина заключалась в следующем: у образцов, находившихся в течение 31 суток в пластовой воде, поровое пространство контактного слоя уплотнено продуктами реакции с внешней средой (пластовая вода). У образцов, хранившихся в воздушно-влажных условиях, этого взаимодействия не было, поэтому в их случае доступность контактной зоны более высокая.

По результатам испытаний наблюдается значительная разница потери массы между составами с гидроизоляционными свойствами и составами без гидроизоляционных свойств (табл. 2). Наименьшее изменение массы (на 11,4%) отмечается у состава «СИЛОР Т». Потеря массы составляет от 8,5 до 11% за один цикл воздействия.

При повторном воздействии кислотных обработок сохраняется тенденция разрушения цементного камня (потеря массы). Одна из причин этого кроется в исходном портландцементе – это высокое значение pH-системы. Щелочная природа цементного камня делает его уязвимым к действию любых реагентов кислотной природы по схеме кислотно-основного взаимодействия.

Щелочная природа цементного камня неблагоприятна для сохранения его долговечности в силу вероятности протекания многих химических реакций цементного камня с окружающей средой. Однако скорость протекания этих реакций зависит от доступной реакционной поверхности, определяемой в том числе капиллярной пористостью цементного камня.

ТРЕТИЙ ЭТАП ИСПЫТАНИЙ

На третьем этапе методом измерения водопоглощения цементного камня определялся объем капиллярных пор. В процессе испытаний образцы высушивались до постоянного веса, насыщались водой, измерялось процентное увеличение веса по отношению к первоначальному.

Таблица 3. Определение водопоглощения образцов цементного камня
Таблица 3. Определение водопоглощения образцов цементного камня

Испытания показали, что состав «АКОР БН» обладает наименьшей капиллярной пористостью среди всех образцов (17,9%). Структура порового пространства наиболее уплотнена за счет присутствия новообразований. Соответственно, состав «АКОР БН» менее подвержен химическому воздействию.

Помимо степени уплотнения структуры цементного камня, важно определить наиболее благоприятное перераспределение пор по форме и размеру, вследствие которого повышается трещиностойкость камня и устойчивость к ударным нагрузкам.

Таблица 4. Удароустойчивость образцов цементного камня
Таблица 4. Удароустойчивость образцов цементного камня

ЧЕТВЕРТЫЙ ЭТАП ИСПЫТАНИЙ

На четвертом этапе была испытана удароустойчивость тампонажных материалов. В процессе подготовки к разрушению четыре состава находились в пластовой воде при температуре 75°С в течение 31 суток. Для определения ударостойкости был использован копер, изготовленный по ГОСТ 30353-95. Результаты испытаний показывают, что повышение степени уплотнения порового пространства цементного камня, как правило, приводит к увеличению его хрупкости. Равномерное перераспределение пор по форме и размеру увеличивает ударостойкость независимо от прочности. Образец с жидкой композицией «АКОР БН» отличается более высокой трещиностойкостью по сравнению с другими составами (табл. 4).

По итогам четырех этапов испытаний были сделаны следующие выводы: композиция «СИЛОР Т» обладает наиболее высокими прочностными и адгезионными характеристиками, а композиция «АКОР БН» отличается более высокими значениями гидрофобизации и удароустойчивости цементного камня.

В настоящее время планируется провести дополнительные испытания (пятый этап), в ходе которых будет имитироваться движение пластового флюида в кольцевом пространстве (рис. 3).

Рис. 3. Моделирование эксцентриситета и зенитного угла
Рис. 3. Моделирование эксцентриситета и зенитного угла

Через цементное кольцо методом фильтрации будет определяться проходимость различных флюидов в затрубном пространстве (вода, углеводороды). Качество изоляции будет оцениваться по величине давления прорыва флюида.

Также можно будет определить влияние эксцентриситета и зенитного угла скважины. Это позволит определить диапазон зенитных углов для выбора того или иного материала.

Наиболее важными факторами, оказывающими влияние на изоляцию затрубного пространства, остаются адгезия к ограничивающим поверхностям и величина касательных напряжений при различных условиях. Полученные данные позволят определить критерии для оценки качества изоляции затрубного пространства скважин (рис. 4).

Рис. 4. Адгезия и касательные напряжения
Рис. 4. Адгезия и касательные напряжения

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ, РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ, ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

Анализ качества строительства скважин в 2015 году показал, что ЗКЦ при применении гидроизоляционных смесей на основе сухих пенетрирующих добавок отмечаются в 3,5 раза реже по сравнению с применением базового состава. Тем не менее полностью ликвидировать ЗКЦ не удается.

Предложены гидроизоляционные тампонажные составы с жидкими композициями на основе кремнийорганических соединений, обладающие рядом преимуществ по сравнению с применяющимся в настоящее время гидроизоляционным составом. Разработана новая методика определения гидроизоляционных свойств тампонажного материала.

Требуется расширить экспериментальный анализ кремнийорганических композиций для определения эффективности изоляции затрубного пространства. С этой целью была смоделирована специальная установка для определения давления прорыва флюида.

На основе проведенных испытаний можно утверждать, что применение жидких гидроизоляционных композиций «СИЛОР Т» и «АКОР БН» (без изменения технологии цементирования, принятой на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь») в условиях высоких рисков заколонных циркуляций приведет к минимизации материально-технических затрат на ремонтно-изоляционные работы. Проведение опытно-промысловых работ с применением разработанных гидроизоляционных тампонажных составов запланировано на третий квартал 2017 года.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Лысенков Е.А. Предупреждение раннего обводнения скважин // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 1.
  2. Никишкин В.А. Условия работы цементного камня, обработанного кремнийорганическими гидрофобизаторами
  3. // Строительные материалы, оборудование, технологии XXI века. – 2011. – № 10.
  4. Кононенко А.А. Исследование и разработка технологий комплексного воздействия кремнийорганическими соединениями для повышения продуктивности обводненных скважин»: автореф. дисс. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. Тюмень: ТюмГНГУ, 2008.
  5. Земцов Ю.В. Кремнийорганические водоизолирующие реагенты. Преимущества, недостатки и области применения // Сб. тр. «Состояние, перспективы методов повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири». Тюмень: СибНИИНП, 1990.
  6. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и промывочных растворов»: учебное пособие. – С-Пб.: Недра, 2011.
  7. Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978.
  8. Штарк Й., Больман К. Химия цемента и долговечность бетона. Позднее образование эттрингита в бетоне // II-е международное совещание по химии и технологии цемента. – М., 2000. – Т.I.
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Рустем Кавсарович, скажите, пожалуйста, речь идет о пресной воде затворения цементного раствора, я так понимаю, или любой?
Рустем Нафиков:: Пока эксперименты проводились с использованием пресной воды.
Вопрос: То есть полимеризация состава «АКОР БН» происходит при взаимодействии с минерализованной водой?
Р.Н.: Необязательно.
Вопрос: Ваша технология подразумевает заливку этим составом всей обсадной колонны: от забоя до устья?
Р.Н.: Можно и всю колонну, но в основном заливку мы осуществляли именно в продуктивный интервал.
Вопрос: Пласт-коллектор с высокоминерализованной обводненностью не препятствует осуществлению заливки от забоя до устья?
Р.Н.: Нет, не препятствует.
Вопрос: Насколько добавление «АКОР БН» в цементный состав изменяет его свойства (стабильность, время на отверждение и т.д.)? Это как-то тестировалось?
Р.Н.: Да. Естественно, «АКОР БН» в незначительной степени меняет реологические свойства раствора и улучшает прочностные характеристики. Но ухудшения не происходит.
Вопрос: А технологию цементирования при этом менять не приходится?
Р.Н.: Сама схема цементирования не меняется, но необходимо разработать безопасную схему применения.
Вопрос: Ваша технология нацелена на исключение ЗКЦ в скважине, которые, как правило, проявляются на начальных стадиях, в первые полгода ее эксплуатации. Проводилась ли оценка количества ЗКЦ в «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в первые полгода или год эксплуатации? Это первое. И второе: такого увеличения прочностных характеристик достаточно для проведения перфорации или ГРП?
Р.Н.: Применение кремнийорганических соединений, помимо увеличения прочностных характеристик, также позволяет предотвратить естественную цементную коррозию камня в результате воздействия агрессивных сред. Разумеется, если будет снижаться коррозия цементного камня, то его долговечность и, соответственно, срок эксплуатации скважины будут увеличиваться.
При перфорации или ГРП ни один цементный камень не выдержит. Таких технологий на данный момент не существует. Но благодаря снижению воздействия данных нагрузок на цементное кольцо, я думаю, результаты будут улучшаться.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Применение гелеобразующих реагентов для ограничения водопритока в добывающие скважины
Проблемы снижения обводненности добываемой продукции: актуальность, вызовы и решения
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июль 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

23 – 27 июля 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.