Full Text

Введение В настоящее время при проведении вторичного вскрытия продуктивного пласта особое внимание уделяется сохранению качества крепи скважины [1, 2]. Так, из-за динамических нагрузок, происходящих в результате проведения кумулятивной и пулевой перфорации, а также торпедирования обсадных колонн возникает хрупкое разрушение тампонажного камня [3, 4]. При таких способах вторичного вскрытия цементный камень может разрушаться не только в интервалах перфорации, но и в местах перемычек, отделяющих продуктивные пласты от водоносных. Следствием такого вскрытия является ускоренное обводнение скважин. Для предотвращения появления трещин в цементном камне при проведении вторичного вскрытия продуктивного пласта применяют новые виды перфорации (сверлящая, гидропескоструйная, гидромеханическая и т.д.), использование которых минимально отражается на состоянии крепи скважины [5, 6]. Несмотря на высокий технический уровень новых видов перфораторов, они не находят широкого применения в нефтяных и газовых скважинах из-за больших затрат времени, металлоемкости проводимых работ (большое количество вспомогательных агрегатов, узлов соединения и т.д.) и, следовательно, больших финансовых затрат на их использование. Одним из перспективных путей сохранения целостности цементного камня в период проведения перфорационных работ является управление физико-механическими свойствами тампонажного материала за счет ввода в состав цементных композиций различного рода химических реагентов, в том числе и полимеров [7]. Высокая эффективность таких систем определяется возможностью формировать в процессе твердения прочный, обладающий высокой адгезией камень, тем самым способствуя повышению качества разобщения продуктивных горизонтов. Однако, несмотря на высокие прочностные показатели цементного камня, полное сохранение целостности крепи во время проведения перфорационных работ невозможно. Известно [8, 9], что перфорацию продуктивного пласта проводят тогда, когда тампонажный камень набрал определенную прочность, а при воздействии динамических нагрузок на уже сформированный камень как раз и происходит его разрушение. В нашем случае проблема хрупкого разрушения цементного камня при перфорации решается выбором времени проведения прострелочных работ. Принцип предлагаемой методики заключается в том, что вторичное вскрытие следует проводить в период, когда тампонажная суспензия набирает пластическую прочность, т.е. на стадии перехода тампонажного раствора в камень. Однако время набора пластической прочности обычного тампонажного портландцементного раствора слишком мало, и его зачастую не хватает для того, чтобы спустить перфоратор и провести вторичное вскрытие. Одним из путей увеличения времени набора пластической прочности является добавление в состав цементной смеси различных поверхностно-активных веществ (ПАВ) [10]. В этой связи актуальным является исследование влияния полимеров на процессы структурообразования полимерцементного раствора, а также других реологических и физико-механических свойств тампонажной суспензии и камня. Материалы и реагенты Для получения тампонажного раствора с нужными пластичными свойствами были проведены исследования и анализ различных полимеров, реагентов-пластификаторов, вводимых в тампонажную суспензию в качестве замедлителей схватывания цементной смеси [11, 12]. Из всего многообразия испытанных ПАВ, как неионогенных, так и ионогенных, в том числе катионактивных и анионактивных, по разным причинам (дороговизна, нестабильность свойств, токсичность и т.д.) были выбраны в качестве реагентов-пластификаторов следующие отечественные полимеры: катамин - низкомолекулярный катионактивный алкилбензилметиламмоний хлорид (мол. масса 360) и неионогенный высокомолекулярный поливинилпирролидон (ПВП) (мол. масса 4 600 000). Эти реагенты представляют собой полупрозрачные бесцветные жидкости с полной растворимостью в воде, устойчивы к солям поливалентных металлов, минерализованным водам и повышенной температуре (до 100 °С). Экспериментальные исследования физико-механических свойств тампонажного раствора и цементного камня Проведенные исследования по изучению пластической прочности полимерцементного раствора, в составе которого находился алкилбензилметиламмоний хлорид, показали, что при концентрации указанного реагента 0,1-0,3 % от массы цемента время набора пластической прочности по сравнению с обычным ПТЦ-100, при сохранении реологических свойств, увеличивается в 1,5 раза (рис. 1). Рис. 1. Зависимость пластической прочности тампонажного раствора с применением реагента-пластификатора от времени твердения: 1 - ПТЦ-100; 2 - ПТЦ-100 с реагентом катамином, 0,1 %; 3 - ПТЦ-100 с реагентом катамином, 0,2 %; 4 - ПТЦ-100 с реагентом катамином, 0,3 %; 5 - ПТЦ-100 с реагентом катамином, 0,2 % + реагент ПВП, 0,2 % Как видно из рис. 1, время набора пластической прочности поделено на три стадии: I стадия - это время набора коагуляционной структуры тампонажной смеси, при которой происходит затекание перфорационного отверстия из-за наличия не связанной воды в системе. II стадия - это период перехода коагуляционной структуры тампонажной суспензии в кристаллизационную. В данный промежуток времени цементная смесь набирает пластическую прочность, но еще не образовала кристаллическую структуру. Из-за пластичности цементной смеси в данный период проведение кумулятивной и пулевой перфорации наиболее выгодно, так как не наблюдается хрупкого разрушения тампонажной системы. III стадия - это время набора кристаллизационной структуры цементного камня. Проведение перфорационных работ в этот период приводит к хрупкому разрушению крепи заколонного пространства. Как видно из графика, базовый тампонажный раствор с соотношением вода/цемент = 0,5 значительно быстрее набирает пластическую прочность по сравнению с полимерцементной суспензией. Этого времени зачастую не хватает для проведения цементировочных работ, а ко времени проведения вторичного вскрытия продуктивного пласта раствор окончательно превращается в малопроницаемый твердый цементный камень, что приводит к хрупкому разрушению крепи при перфорационных работах. Увеличение времени начала формирования цементного камня дает возможность снизить разрушающее действие кумулятивных и пулевых перфораторов. Смесь алкилбензилметиламмоний хлорида и ПВП при процентной концентрации 0,2 % от массы вяжущего увеличивает время набора пластической прочности цементной суспензии в 1,8 раза. Однако определение времени набора пластической прочности не дает полной картины кинетики структурообразования цементного камня. В этой связи были проведены исследования параметров консистенции полимерцементного тампонажного раствора (рис. 2). Рис. 2. График зависимости изменения консистенции тампонажных растворов от времени: 1 - ПТЦ-100; 2 - ПТЦ-100 с добавкой 0,2%-ного катамина; 3 - ПТЦ-100 с добавкой полимерной смеси из 0,2%-ного катамина и 0,2%-ного ПВП Как видно по кривым загустевания тампонажного раствора, на ранних стадиях структурообразования консистенция базового цементного раствора с водоцементным отношением 0,5 выше, чем у раствора с добавкой катамина. Однако после этого консистенция базового раствора продолжает снижаться, а раствора с добавкой реагента остается достаточно стабильной (около 60 условных единиц консистенции). То же самое наблюдается при добавлении в полимерцементную смесь высокомолекулярного ПВП, консистенция смеси остается достаточно стабильной до 9 часов дольше, чем у обычного тампонажного раствора. Увеличение стабильности системы связано с медленным образованием кристаллической структуры формирующейся тампонажной суспензии, вследствие чего и увеличивается время набора пластической прочности полимерного раствора по сравнению с обычной тампонажной смесью. При цементировании скважины необходимо также учитывать такое свойство, как подвижность тампонажного раствора, которое характеризует возможность его прокачивания насосом, определяет величину гидравлических сопротивлений при тампонировании и особенности поведения раствора при заполнении каналов. На практике подвижность оценивается по растекаемости тампонажного раствора [13]. Проведенные экспериментальные исследования показали, что добавка в тампонажную суспензию реагента-пластификатора катамина (алкилбензилметиламмоний хлорида) существенно увеличивает растекаемость раствора (табл. 1) Таблица 1 Результаты исследования растекаемости цементного теста Вид раствора Растекаемость, см ПТЦ-100 22 ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % >25 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % >25 ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % >25 ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % + ПВП, 0,2 % 22 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + ПВП, 0,2 % 23 ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % + ПВП, 0,2 % 23 ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % + Т66, 0,1 % 21 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + Т66, 0,1 % 21 ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % + Т66, 0,1 % 22 ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % + нефть 22 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + нефть 22 ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % + нефть 22 Как видно из таблицы, ввод в полимерцементную смесь высокомолекулярного полимера ПВП несколько снижает подвижность системы, но при этом остается в пределах нормы. Проведенные исследования показали, что полимер катамин увеличивает сроки схватывания раствора, а при вводе в смесь высокомолекулярного ПВП наблюдается увеличение периода схватывания на 20 % (табл. 2) Увеличение сроков схватывания полимерцементной суспензии, в состав которой входят алкилбензилметиламмоний хлорид и ПВП, объясняется гидрофобизацией частиц цементного клинкера, вследствие чего процесс гидратации цемента замедляется. Таблица 2 Сроки схватывания (начало и конец) тампонажных смесей Состав тампонажного материала Начало схватывания, ч Конец схватывания, ч ПТЦ-100 10 20,3 ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % 12 21,3 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % 12,8 22 ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % 13,2 23 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + + ПВП, 0,2 % 13,3 26,3 ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % + + Т66, 0,1 % 10,5 20,5 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + + Т66, 0,1 % 12 21,5 ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % + + Т66, 0,1 % 12,5 22,5 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + + нефть 13 22 Известно [14-18], что большинство ПАВ (как ионогенных, так и неионогенных) обладают существенным недостатком - вспениванием тампонажных растворов на водной основе. Это негативно отражается на прочности цементного камня из-за образования большой пористости в системе и, как следствие, ухудшения качества межпластовой изоляции в скважинах. В этой связи актуальными являются исследования уменьшения вспенивания тампонажного раствора посредством ввода в состав тампонажной смеси различных пеногасителей. Анализ реагентов как отечественного (уголь, Т-66 и т.д.), так и зарубежного (фениламин, силоксан и т.д.) производства показал, что по экономическим и качественным показателям среди многообразия реагентов наиболее выгодно отличается реагент Т-66 (сосновое масло). При его содержании в полимерцементной смеси в количестве 0,1 % к массе сухого цемента пенообразование значительно уменьшается, а в нефтяной среде и вовсе исчезает. Проведенные экспериментальные исследования показали, что ввод в полимерцементную тампонажную суспензию реагента Т-66 существенно не влияет на реологические свойства (см. табл. 1). Как видно из табл. 1, ввод в полимерцементную смесь пеногасителя Т66 или нефти незначительно уменьшает растекаемость полимерцементного теста. Уменьшение растекаемости полимерцементной суспензии, в составе которой имеется пеногаситель, объясняется снижением поверхностного натяжения полимера, вступающего в реакцию с цементным клинкером, тем самым уменьшается размер гидратной оболочки полимерного вещества вокруг кристалла, и большая часть цемента гидратируется с водой, из-за чего подвижность суспензии падает. Пеногаситель Т-66 уменьшает время схватывания полимерцементного раствора на 15 %. Введение же нефтяной эмульсии в тампонажную суспензию не влияет на процессы твердения раствора (см. табл. 2). Анализ данных табл. 1 и 2 показывает, что предлагаемый реагент Т-66, уменьшая пенообразование полимерцементной суспензии, не меняет ее реологических свойств. Свойства схватившегося полимерцементного тампонажного раствора зависят от условий твердения тампонажной суспензии, которые определяются температурой окружающей среды [19]. В нашем случае были смоделированы условия, в которых находятся продуктивные пласты со средними температурными режимами (20, 40, 60, 80, 100 °С). В тампонажных растворах, затворяемых на воде и обычно используемых для цементирования продуктивных горизонтов нефтяных скважин, количество воды, введенной при затворении, достаточно для полного протекания реакции гидратации. Однако в пористой среде продуктивного горизонта вода может отфильтровываться вглубь пласта. Это приводит к прекращению реакции гидратации и изменению структуры тампонажного камня [20-22]. В связи с этим проводились исследования влияния низко- и высокомолекулярных полимеров на фильтрационные свойства тампонажного раствора с соотношением вода/цемент = 0,5 (см. рис. 3). Известно, что высокий показатель фильтрации в тампонажных растворах нежелателен, поэтому задачей являлось уменьшить значение водоотдачи, а также увеличить время седиментационной устойчивости полимерцементной суспензии. Введение же в тампонажный раствор реагента «катамин» увеличило водоотдачу, однако ПВП стабилизирует систему, и показатели фильтрации снижаются до 30 % по сравнению с цементным раствором, в котором присутствует 0,3%-ный катамин. Тампонажные растворы остаются достаточно устойчивыми в седиментационном отношении (табл. 3). Рис. 3. Зависимость водоотдачи тампонажных суспензий от концентрации реагентов-пластификаторов: 1 - ПТЦ-100; 2 - ПТЦ-100 + катамин, 0,1 %; 3 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 %; 4 - ПТЦ-100 + + катамин, 0,3 %; 5 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % и ПВП, 0,2 % Таблица 3 Водоотделение тампонажных суспензий Состав тампонажного материала Водоотделение за 3 ч, % ПТЦ-100 2,1 ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % 2,3 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % 2,5 ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % 2,6 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + + ПВП, 0,2 % 2,1 Процесс гидратации тампонажного цемента, как правило, сопровождается переупаковкой адсобированных на цементных частицах молекул воды, следствием чего является изменение объема твердеющего тампонажного камня. Удельная поверхность продуктов гидратации на 3-4 порядка больше удельной поверхности исходного вяжущего вещества. Химически связанная вода занимает меньший объем, чем свободная. В результате при взаимодействии вяжущего вещества с водой и образовании кристаллогидратов (новообразований) наблюдается изменение объема, называемое контракцией, который приблизительно равен объему воды, вступившей в химическую реакцию [23-25]. По В.В. Некрасову [26], для большинства портландцементов можно с достаточной степенью точности принимать расчетную величину контракции, равную 7-9 мл на 100 г цемента. Так, на рис. 4 приведены значения контракции, развиваемые тампонажными смесями с различными процентными содержаниями полимеров в системе. Так, у ПТЦ-100 с соотношением вода/цемент = 0,5 к 28-м суткам контракция достигает 47 % предельной величины, и в дальнейшем рост ее существенно замедляется. В связи с тем что исходные полимеры, вводимые в цементную смесь, увеличивают время гидратации портландцементного клинкера, то к 28-м суткам твердения полимерцементного камня контракция составляет 50-56 % (в зависимости от процентного содержания полимера в тампонажной смеси). Рис. 4. Зависимость величины контракции цементного камня от процентного содержания в нем реагента-пластификатора катамина: 1 - ПТЦ-100; 2 - ПТЦ-100 + катамин, 0,1 %; 3 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 %; 4 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % и ПВП, 0,2 % Результаты экспериментальных работ показывают, что контракционный эффект тем больше для тампонажной смеси, чем дольше происходит процесс гидратации цементного клинкера. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин требует устойчивой работы их цементной крепи, которая отличается сопротивляемостью повышенным внешнему и внутреннему давлениям, что обеспечивается формированием сплошного цементного кольца с определенными физико-механическим характеристиками, одной из которых является прочность цементного камня [27, 28]. Механическая прочность крепи зависит от ряда факторов: вида цемента, водоцементного отношения, наличия химических добавок, условий твердения [29]. Были проведены опыты по выявлению значений прочности сформировавшегося цементного камня на сжатие и изгиб (рис. 5). Как видно на рис. 5, прочность камня на одноосное сжатие, в составе которого есть реагент-пластификатор катамин, больше на 110-180 % в зависимости от процентного содержания реагента и продолжает расти. Однако введение в полимерцементный раствор реагента-пеногасителя (в нашем случае Т-66) резко увеличивает прочность в начальный период формирования цементного камня (см. рис. 6), а спустя 10 суток темп набора прочности уменьшается и изменяется незначительно. Однако в целом прочность полимерцементного камня при добавлении пеногасителя уменьшается на 5-10 %. Рис. 5. Зависимость прочности цементного камня на сжатие от содержания полимеров в его составе: 1 - ПТЦ-100; 2 - ПТЦ-100 + катамин, 0,1 %; 3 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 %; 4 - ПТЦ-100 + катамин, 0,3 %; 5 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + ПВП, 0,2 % Это явление объясняется тем, что в первые сутки твердения тампонажной суспензии скорость роста кристаллов цементного клинкера является максимальной, а после динамика образования прочных связей уменьшается, в то время как полимерцементный камень без добавления в него пеногасителя еще только начинает набирать максимальную прочность. Полимерцементная суспензия, в составе которой есть добавка композиции реагентов (катамин и ПВП), менее подвержена ускоренному твердению, это явление объясняется большей устойчивостью системы к пеногасителю Т-66. Прочность цементного камня на изгиб исследовалась вплоть до 28-х суток твердения, так как в этот период все еще происходил набор прочности полимерцементного материала (рис. 7). Рис. 6 Зависимость прочности полимерцементного камня при введении в его состав пеногасителя Т-66: 1 - ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % + Т-66, 0,1 %; 2 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + Т-66, 0,1 %; 3 - ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % + Т-66, 0,1 %; 4 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + ПВП, 0,2 % + Т-66, 0,1 %; 5 - ПТЦ-100, вода/цемент = 0,5 Рис. 7. Зависимость изменения прочности полимерцементного камня на изгиб: 1 - ПТЦ-100; 2 - ПТЦ-100 + катамин, 0,1 %; 3 - ПТЦ-100 + + катамин, 0,2 %; 4 - ПТЦ-100 + катамин, 0,3 %; 5 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + ПВП, 0,2 % На графике, представленном на рис. 7, можно наблюдать увеличение прочности на изгиб тампонажного камня с добавкой 0,3%-ного катамина на 128 % по сравнению с базовым портландцементом ПТЦ-100 (вода/цемент = 0,5). При концентрации в смеси реагента катамина в количестве 0,2 % и реагента ПВП (0,2 %) происходит увеличение прочности на 165 %. Совершенно иная картина набора прочности полимерцементного камня наблюдается при введении в тампонажный раствор пеногасителя Т-66: установлен интенсивный набор прочности цементного камня в первые пять суток его твердения, после чего темп роста кристаллов уменьшается и изменяется незначительно (рис. 8). Рис. 8. Зависимость изменения прочности на изгиб полимерцементного тампонажного материала с Т-66: 1 - ПТЦ-100; 2 - ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % + Т-66, 0,1 %; 3 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + Т-66, 0,1 %; 4 - ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % + Т-66, 0,1 %; 5 - ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + ПВП, 0,2% + Т-66, 0,1 % Это явление объясняется тем, что пеногаситель повышает поверхностное натяжение воды (чем и объясняется уменьшение пены в суспензии), и частички цементного клинкера быстрее взаимодействуют с дисперсионной средой, вследствие чего наблюдается интенсивное образование коагуляционной структуры, а затем и быстрый рост кристаллов в системе. Ввод реагента ПВП в полимерцементную смесь позволяет снизить влияние пеногасителя (см. рис. 8) и, по сравнению с базовым тампонажным раствором, уменьшить интенсивность набора прочности, при этом по истечении 28 суток значение прочности на изгиб на 50 % больше по сравнению с обычной тампонажной суспензией. Известно, что качественная изоляция продуктивных горизонтов и крепление стенок скважины зависят не только от прочности цементного камня, но и от сцепления твердеющего тампонажного раствора и камня с горными породами и металлом обсадных труб [30]. Эксперименты по исследованию прочности сцепления тампонажного камня с металлом (адгезия) показали, что полимер катамин, введенный в тампонажую смесь, увеличивает силу сцепления на 133 % (табл. 4) по сравнению с базовым портландцементным камнем, а пеногаситель Т-66 значительно снижает адгезионные свойства крепи. Максимальная адгезия полимерцементного камня приходится на 8 суток твердения, после чего сила сцепления меняется незначительно, и к 28-м суткам разница не превышает 7-9 %. Так, адгезия образцов, в составе которых реагент-пластификатор катамин и смесь ПВП и катамина, возрастает по сравнению с базовым цементом. Таблица 4 Прочность сцепления цементного камня с металлом Состав Адгезия тампонажного камня с металлом, МПа 3 суток 6 суток 8 суток ПТЦ-100 2,5 3,2 3,8 ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % 3,5 5,2 6 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % 4 6,1 7,2 ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % 4,3 8 8,5 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + ПВП, 0,2 % 5,2 8,6 10 ПТЦ-100 + катамин, 0,1 % + Т-66 2 1,6 1,4 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 %+Т-66 2,5 2 1,8 ПТЦ-100 + катамин, 0,3 % + Т-66 2,8 2,1 2 ПТЦ-100 + катамин, 0,2 % + ПВП, 0,2 % + Т-66 6 5,3 5,2 Максимальная адгезия наблюдается у цементного камня, в составе которого имеется смесь реагентов (катамин, 0,2 %, и ПВП, 0,2 %), и составляет 192 % относительно обычного ПТЦ-100. Выводы На основе проведенных экспериментальных исследований можно сделать следующие основные выводы: 1. На основании полученных результатов можно утверждать об эффективности проведения перфорационных работ во время II стадии набора пластической прочности цементной смеси. 2. Добиться необходимого времени набора пластической прочности тампонажного раствора для успешного проведения перфорационных работ можно с помощью ввода в цементную смесь низкомолекулярного полимера катамина и ПВП при их концентрации в растворе 0,2 % от веса вяжущего. 3. Добавка реагента-пластификатора катамина и композиции из катамина и ПВП существенно увеличивает растекаемость тампонажного раствора (более 25 см). 4. Реагенты-пластификаторы способствуют значительному увеличению прочности цементного камня на сжатие (на 200 % после 28 суток твердения) и изгиб (на 250 %), увеличению свойств сцепления тампонажного камня с металлом (на 80 %).

About the authors

Nikolay I. Nikolaev

Author for correspondence.
Email: nikinik@mail.ru
2 21st Line, Vasilyevskiy island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

Doctor of Engineering, Professor at the Department of Well Drilling

Ruslan A. Usmanov

Email: bngs_agni@mail.ru
2 Lenina st., Almetyevsk, 423450, Russian Federation

PhD in Engineering, Associate Professor at the Department of Oil and Gas Well Drilling

Moradi Seyyed Sh. Tabatabaee

Email: s.sh.tabatabaee@gmail.com
2 21st Line, Vasilyevskiy island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

PhD student at the Department of Well Drilling

Requena Jennifer R. Hernandez

Email: j.r.h.r@outlook.com
2 21st Line, Vasilyevskiy island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

PhD student at the Department of Well Drilling

References

Statistics

Views

Abstract - 243

PDF (Russian) - 95

PDF (English) - 37

Refbacks

• There are currently no refbacks.