Изучение свойств тампонажных растворов модифицированных хлоридами металлов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Изучение свойств тампонажных растворов модифицированных хлоридами металлов

Саттаров Ш. М.¹, Баратов Ш. Ф.², Хайдаров Ш.А.³, Абзалов А. А.⁴, Перлова А. С.⁵

¹Бакалавр кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин»,

²бакалавр кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин»,

³магистр кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин»,

^4,5бакалавр кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»

Аннотация

тампонажный цементирование нефтяной скважина

В статье проводилось изучение свойств тампонажных растворов модифицированных хлоридами металлов. Поскольку конечной целью бурения скважин является создание долговечного и прочного изолированного канала, который связывает продуктивный пласт и дневную поверхность, то изучение свойств современных тампонажных растворов является актуальной темой, полностью не изученной до сегодняшнего дня. Стоит отметить, что при проводке скважин решающее значение имеют тампонажные материалы, которые используют для крепления стенок скважин и разобщение пластов. Основой использования тампонажных растворов для цементирования является их способность к структурообразованию и твердению. Требования к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин в основном определяются геолого-техническими особенностями их проводки, которые также были изучены в представленной статье.

Ключевые слова: тампонажный раствор, модификаторы, понизители водоотдачи, цементный камень, замедлители сроков схватывания.

Abstract

Sattarov Sh.M.¹, Baratov Sh.F.², Khaidarov Sh.A.³, Abzalov A. A.⁴, Perlova A.S.⁵

¹Bachelor of the Department of “Oil and Gas Wells Drilling”,²Bachelor of the Department of “Oil and Gas Wells Drilling”,³Master's Degree Student of the Department of “Oil and Gas Wells Drilling”, ^4,5Bachelor of the Department of “Geology and Oil and Gas Field Exploration”, Ufa State Oil Technical University

Study of the properties of backfill solutions modified by metal chloride

The following article discusses the properties of oil-well slurries modified with the help of metal chloride. As the ultimate goal of drilling wells is the creation of a durable and strong isolated channel that connects the productive layer and the day surface, the study of the properties of modern oil wells is a relevant topic that has not yet been fully explored. It should be noted that when drilling wells, cementing materials used for fixing the walls of wells and separation of beds are crucial. The basis for the use of cementing slurry is their ability to structure and harden. Requirements for oil wells for cementing oil and gas wells are mainly determined by the geological and technical features of their wiring, which were also studied in the presented article.

Keywords: cementing slurry, modifiers, fluid loss reducers, cement stone, retarders of setting time.

Важное значение тампонажных растворов при подводке скважины обуславливается тем, что от их возможности функционирования в различных технических ситуациях зависят эксплуатационные свойства скважины, а также ход буровых работ. Ввиду этого, целесообразность затрат на изучение физико-химических свойств тампонажных систем очевидна. Одним из способов управления свойствами тампонажных материалов является введение модифицирующих добавок. Такие добавки стали предметом исследования ряда научных работ [6, С.30], [9, С. 25-31], [10, С. 215]. К ним относят пластифицирующие добавки, понизители фильтрации, расширяющие добавки, исключающие усадку цементного камня. К числу новых материалов с заданными свойствами относят и комплекс-ионные - вещества, образующие прочные соединения с катионами поливалентных металлов. К более доступным добавкам относят соли металлов, каустическую соду и другие реагенты.

Разработка месторождений нередко сопровождается особыми геологическими условиями, в частности, месторождения Сибири, характеризующиеся низкими температурами пород, настаивают на поиске новых материалов со специфическими свойствами, позволяющими облегчить ведение буровых работ в осложненных условиях. Для разобщения продуктивных пластов в литературе описаны эффективные материалы на основе минеральных вяжущих веществ [7, С. 46-52], [8, С.62].

Тампонажная система представляет собой сложный дисперсный объект исследования. Данный раствор при низкой температуре остается в жидком состоянии до 10 часов и более, что приводит к большой усадке раствора (до 30 и более метров) и ухудшению качества сцепления цементного камня с колонной и стенкой скважины. Ускорители твердения в данном случае играют немаловажную роль, помогая повысить качество крепления верхних интервалов скважин. Однако, в условиях экспрессного затвердевания раствора существует риск того, что система не наберет нужную для работы прочность.

В ходе изучения свойств тампонажных растворов в качестве сырьевого материала был использован цементный раствор на основе ПЦТ I-50 при водно-цементном отношении, равном 0,5, в качестве базовых компонентов растворов выбраны следующие реагенты в различных концентрациях: хлорид натрия, хлорид кальция и хлорид железа (III). Согласно ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний» [3], [5, С. 369] выбранный материал отдельно и с вводимыми реагентами различных концентраций был рассмотрен по следующим показателям: растекаемость, плотность цементного теста, время загустевания, водоотделение, а также прочность цементного камня на изгиб и сцепление цементного кольца с наружной поверхностью.

На рис. 1 представлена зависимость растекаемости от концентрации вводимой добавки соли, из которого видно, что наилучший результат из представленных показывает добавка хлорида натрия. Растекаемость тампонажного раствора увеличивается с возрастанием количества хлорида натрия до 2%. В точке 230 мм график имеет максимум и при дальнейшем росте концентрации, растекаемость уменьшается вплоть до первоначального значения.

Рис. 1 - Зависимость концентрации соли от растекаемости

Важной задачей является снижение водоотделения цементов. После того как затворился цемент, в первые часы почти вся вода (за исключением 1-2%) является химически не связанной с цементными частицами, и в цементе удерживается только благодаря силе поверхностного натяжения, а также благодаря адсорбированному действию цемента по отношению к ней [5, с. 60]. Но, когда часть воды отделяется от цементного раствора, то очень быстро изменяются условия формирования цементного камня, а также это касается и физико-механических свойств и самого камня. Если непрерывно из цементного раствора удалять непрерывно выделяющуюся воду, то в цементном камне появятся трещины, и он будет пористым. Стоит также отметить такую особенность, что у цементного камня механическая прочность в 3-4 раза меньше прочности цементного камня, который затвердел при нормальных условиях. Из-за того, что он потерял большое количество воды, значительно изменяются свойства цементного раствора. Схватывается цементный раствор и твердеет камень неравномерно. Это, естественным образом, отражается и на физико-механических свойствах самого камня. На рис. 2 видно, что наиболее удовлетворительный результат с точки зрения водоотдачи показала добавка хлорида железа (III) в количестве 3% от массы цемента.

Рис. 2 - Водоотделение раствора в зависимости от концентрации добавки

Одна из важнейших характеристик тампонажных растворов - плотность. Поддержание заданной и равномерной плотности - одно из основных технологических требований [2, С. 429]. Колебания данного показателя свидетельствуют об изменениях его водоцементного отношения, что вызывает изменение других его свойств - прокачиваемости, загустевания, прочности и т. п. Слишком большие изменения плотности считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям. Уменьшение плотности утяжеленных тампонажных растворов по сравнению с заданной вызывает разжижение раствора, выпадение утяжелителя, выход из строя насосов, образование непродавливаемых пачек из выпавшего утяжелителя в обсадной колонне. Одним из методов получения раствора с плотностью выше нормальной является увеличение плотности жидкости затворения за счет добавок солей (рис. 3).

Введение хлорида кальция в количестве 3% повышает плотность цемента до 1,928 г/см³, хлорида натрия - до 1,919 г/см³, хлорида железа (III) - до 1,914 г/см³.

Рис. 3 - Зависимость плотности раствора от концентрации добавки

Известно, что хлорид натрия обеспечивает хорошее сцепление цементного камня с отложениями солей и набухающими глинами [4]. Добавка хлорида натрия в количестве 2% от массы цемента приводит к значительному повышению прочности раствора (рис. 4). Также происходит рост в показателях сцепления цементного кольца со стенками скважины.

Рис. 4 - Зависимость прочности и сцепления раствора от концентрации хлорида натрия

При твердении цементных растворов при пониженных температурах основной проблемой является снижение скорости твердения. Температура играет важную роль в процессе твердения. Снижение температуры ниже 5 ^оС существенно замедляет скорость твердения, а при температурах ниже 0 ^оС твердение может прекратиться из-за замерзания жидкости затворения [1, С. 245].

Применительно к креплению скважин в зонах многолетнемерзлых пород (ММП) это может привести к серьезным последствиям. В частности, в незатвердевшем цементном растворе, находящемся в затрубном пространстве скважины в неподвижном состоянии, могут происходить негативные процессы, основными из которых являются седиментация и водоотделение, нарушающие герметичность затрубного пространства.

Наиболее простой способ, препятствующий замерзанию жидкой фазы и ускорителей схватывания и твердения -- это добавление в воду затворения солей. В то же время наличие значительных количеств хлоридов в цементном растворе может привести к коррозии обсадной колонны.

Сравнение времени загустевания тампонажного раствора с добавкой хлорида натрия в количестве 3% от массы цемента и без добавки показывает, что введение хлорида натрия приводит к значительному сокращению времени загустевания. Цементный раствор на основе ПЦТ I-50 при В/Ц, равном 0,5 при температуре 22 ^оС загустевает при перемешивании в атмосферном консистометре до консистенции 30 единиц по Бердену за 5 часов, в то время как тампонажный раствор затворенный на 3%-ном растворе NaCl достигает консистенции 30 единиц по Вердену за 3 часа 20 минут (рис. 5).

Рис. 5 - Кривая загустевания раствора с добавкой NaCl

Таким образом модификаторы хлориды натрия и кальция следует вводить в раствор при буровых работах, проводимых в условиях низких температур (условия мерзлоты) и при необходимости в увеличенной растекаемости раствора. Целесообразнее применять хлорид натрия в качестве модифицирующей добавки в концентрации 2% от массы цемента, хлорида кальция - в концентрации 3% от массы цемента. Именно в таких содержаниях данные добавки наиболее действенны для поставленных целей.

В случае необходимости увеличения времени загустевания, добавку хлорид натрия следует применять в количестве 3%, учитывая сопутствующие влияния соли на физико-химические свойства раствора.

Модификатор хлорид железа (III) по большей части не выделяется среди двух других солей по влиянию на тампонажный раствор, однако данный модификатор показывает удовлетворительные результаты в качестве понизителя водоотдачи.

Список литературы / References

1. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и промывочных растворов // Недра. - М., 2011. - С. 245.

2. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные растворы // Недра. - М., 1999. - С. 429.

3. ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний» [Электронный ресурс] URL: http://www.internet-law.ru/gosts/gost/8996/ (дата обращения: 09.07.2017).

4. Исследования и опыт применения тампонажных растворов с добавкой солей хлоридов при цементировании кондукторов на арланском месторождении РБ [Электронный ресурс] URL: http://novator-ufa.ru/publikacii/29-issledovanija-i-opyt.html (дата обращения: 09.07.2017)

5. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб. пособие для вузов // Нефтегазовый университет. - Тюмень, 2007. - С. 369.

6. Перейма А.А. О влиянии химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок / А.А. Перейма, Ю.С. Минченко, С.Г. Трусов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2011. - №5. - 27 - С. 30.

7. Петров В.С. Регулирование свойств тампонажного раствора - камня с помощью добавок аминометиленфосфоновых комплексонов/ В.С. Петров // Нефтегазовое дело - 2012. - №6. - С. 46-52.

8. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных химреагентов /Мариампольский Н.А. и др. //Техника и технология бурения скважин: обз. инф. /ВНИИОЭНГ. М.:1988. С. 62.

9. Самакаев Р.Х., Дытюк Л.Т. Применение комплексонов в нефтяной промышленности. //Нефтяное хозяйство. - М., 1995. - С. 25-31.

10. Штэпа И.В. Обоснование и разработка технологии крепления стенок разведочных и технических скважин в сложных условиях методом струйной цементации: дис. канд. тех. наук : 25.00.14 : защищена 29.12.2015 / Штэпа Иван Владиславович. - М., 2002. - С. 215.

Размещено на Allbest.ru