Облегченный тампонажный состав на основе комплексной модифицирующей добавки WellFix Base

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Облегченный тампонажный состав на основе комплексной модифицирующей добавки WellFix Base

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.

скважина тампонажный раствор добавка

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.

Размещено на Allbest.ru