Вашему вниманию представляем выступление заместителя директора по научным вопросам ООО "Геосинтез Инжениринг" к.т.н. Лубана Ю.В. на тему:
"ОНЭЦР-2 ОБРАЩЕННЫЙ НЕФТЕЭМУЛЬСИОННЫЙ ЦЕМЕНТНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН"
Слайд 1
Общеизвестно, что истощение старых месторождений приводит к необходимости увеличения глубин бурения и освоения трудноизвлекаемых запасов, связанных с коллекторами со сложным строением, залегающими в условиях высоких температур и резких колебаний пластовых давлений – от аномально низких до аномально высоких. В таких условиях роль техногенных факторов в будущей продуктивности скважин существенно возрастает, что требует внедрения новых “щадящих” технологических решений на всех этапах их строительства.
Слайд 2
Среди прочего это применение буровых растворов на углеводородной основе, которые обеспечивают максимальное сохранение естественного состояния горных пород из-за отсутствия негативного влияния техногенной водной среды. Так опыт применения инвертного эмульсионного раствора Witer II на месторождениях ДДВ подтверждает его положительное влияние на устойчивость горных пород и высокую эффективность при вскрытии продуктивных пластов даже в зонах с несовместимыми горно-геологическими условиями, при репрессиях, которые могут достигать 40 – 50 МПа и выше.
Слайд 3
Однако вопрос качественной изоляции продуктивных интервалов, вскрытых буровыми растворами на углеводородной основе, и сохранения их природных коллекторских характеристик на этапе крепления остается нерешенным. Существующая технология цементирования обсадных колонн, основанная на использовании традиционных водо-цементных суспензий, не позволяет избежать контакта продуктивных пластов с вредным водным фильтратом и образования в поровом пространстве коллекторов сверхвязких непрокачиваемых эмульсий, в результате чего эффект от применения РУО может быть существенно уменьшен или даже полностью утрачен.
Слайд 4
Таким образом получение максимального эффекта от воздействия углеводородной среды на породы горного массива возможно только при условии создания единого технологического комплекса, охватывающего процессы как бурения, так и крепления продуктивных пластов с использованием систем буровых и цементных растворов на углеводородной основе. Эти системы растворов должны быть совместимы между собой, подобны по технологическим свойствам и иметь одинаковый, углеводородный тип фильтрата.
Слайд 5
Таким требованиям отвечает новая система обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора ОНЭЦР-2, разработанная нашим предприятием в содружестве с ООО «Техкор», по заказу ДТЭК Нефтегаз. В основу разработки ОНЭЦР-2 были положены следующие теоретические положения.
Слайд 6
1. Для обеспечения необходимой подвижности традиционный цементный раствор содержит в 1,5 – 2 раза больше воды, чем необходимо для полной гидратации вяжущего материала. Следовательно цементный камень может быть получен при содержании водной фазы 20 – 25%, а подвижность системы обеспечена углеводородной жидкостью.
2. В результате эмульгирования водной суспензии минерального вяжущего в углеводородной жидкости в присутствии ПАВ может быть получена стабильная эмульсия второго рода с реологическими и фильтрационными свойствами, подобными буровым растворам на углеводородной основе.
3. Формирование камня происходит внутри эмульсии без ее разрушения и обращения фаз и отделения воды. Углеводородная жидкость остается внешней средой на всех этапах цементирования.
4. Низкая скорость гидратации вяжущего материала обусловлена блокированием его поверхности адсорбированными молекулами ПАВ. Рост температуры уменьшает прочность межфазных пленок и ускоряет процесс гидратации. Регулирование процессов загустевания и твердения осуществляется путем изменения устойчивости эмульсии.
Слайд 7
Основное назначение системы ОНЭЦР-2 – крепление и изоляция глубокозалегающих продуктивных интервалов с высокими пластовыми давлениями и температурами, которые были вскрыты буровыми РУО. Также возможно применение при установке цементных мостов и цементировании боковых стволов и непродуктивных интервалов в скважинах, заполненных РУО.
СОСТАВ:
• Вяжущее вещество.
• Утяжелитель.
• Дисперсионной средой является эмульсия второго рода, содержащая комплекс ПАВ-эмульгаторов и гидрофобизаторов твердой фазы.
• В зависимости от термобарических условий в интервале цементирования, водная фаза эмульсии может содержать реагенты-электролиты (соли, кислоты или щелочи).
• Для регулирования фильтрационных потерь и скорости гидратации вяжущего возможно использование веществ, которые увеличивают вязкость дисперсионной углеводородной среды, в частности окисленного битума.
Слайд 8
Поскольку при температуре окружающей среды схватывания ОНЭЦР-2 не происходит в течение длительного времени, его приготовление проводится на поверхности, до начала операции по цементированию. Возможно хранение приготовленного тампонажного раствора в течение нескольких суток.
Технология приготовлениея:
• На буровую завозится жидкость затворения, представляющая собой эмульсию второго рода с определенным показателем электростабильности.
• В эмульсию вводится расчетное количество вяжущего материала и утяжелителей.
• При необходимости, в систему могут дополнительно вводиться ПАВ или электролиты.
• Диспергирование компонентов проводится до образования равномерной и однородной жидкости с заданными технологическими свойствами.
Слайд 9
Состав и свойства ОНЭЦР-2 существенно зависят от требуемой плотности, допустимых сроков схватывания и температуры на забое скважины. При этом даже незначительное изменение содержания твердых компонентов системы, их состава или соотношения, приводит к потребности в корректировке активности вяжущего, изменения типа и количества ПАВ, концентрации электролитов. В связи с этим важность лабораторной проверки рецептуры перед проведением каждой операции по цементированию чрезвычайно возрастает.
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ ОНЭЦР-2 имеют определенные методические особенности и проводятся с моделированием термобарических условий применения.
• Так для ОНЭЦР-2 характерна более высокая начальная величина консистенции, чем это свойственно цементным растворам на водной основе. Однако в условиях замедленной гидратации вяжущего, такие значения не представляют опасности для технологического процесса, поскольку их величина остается неизменной в течение всего периода цементирования.
• Характерным признаком системы ОНЭЦР-2 является сохранение и даже некоторое увеличение величины показателя электрической стабильности, которая определяется после проведения исследований на термобарическом консистометре.
• В пробе после консистометра должно отсутствовать отделение воды. Данный факт является подтверждением отсутствия признаков разрушения эмульсии или обращение ее фаз в условиях температурного воздействия.
Слайд 10
Фильтрация ОНЭЦР-2 характеризуется крайне низкими фильтрационными потерями, сопоставимыми с фильтрацией буровых РУО.
• Фильтрация ОНЭЦР-2 при температуре 20 ± 5 оС и перепаде давления 0,7 МПа – не превышает 6 см3/30 мин;
• НРНТ фильтрация ОНЭЦР-2 при пластовой температуре и перепаде давления 3,5 МПа – не превышает 50 см3/30 мин;
• Фильтрат ОНЭЦР-2 представлен углеводородной жидкостью. Наличие воды в фильтрате недопустимо. Появление воды указывает на разрушение эмульсии и обращение её фаз.
Слайд 11
Формирования камня из ОНЭЦР-2 следует проводить в углеводородном среде, при термобарических условиях, соответствующих условиям скважины. При прочих равных условиях увеличение температуры и давления приводит к ускорению схватывания тампонажной системы и росту прочности камня. В любом случае температура и давление не должны быть меньше, чем 110 °С и 2 МПа.
В начале процесса формирования камня из ОНЭЦР-2 его прочность уступает прочности камня с цементов на водной основе. Однако в течение нескольких суток эти показатели выравниваются, а со временем прочность камня из ОНЭЦР-2 может даже превышать прочность камня из водных цементов.
Слайд 12
Процесс набора прочности в условиях воздействия температуры продолжается в течении длительного времени. Наблюдения не выявлено прекращения роста прочности в течение 14 суток, хотя в первые 3 суток интенсивность роста является наибольшей.
Следует также отметить, что на прочность камня из ОНЭЦР-2 большое влияние оказывают условия его формирования именно на этом, начальном этапе набора прочности. В случае разрушения по каким-либо причинам первичной кристаллизационной структуры камня, его прочность существенно уменьшается. Контрольное определение прочности камня необходимо проводить не ранее, чем через 3 суток его автоклавного формования, что соответствует минимальной продолжительности периода ОЗЦ на скважинах.
Слайд 13
При контакте камня из ОНЭЦР-2 с водой и даже влагой воздуха процессы гидратации вяжущего ускоряются, что приводит к росту прочности образца. Во избежание такого явления, сохранять образцы камня, сформированного из ОНЭЦР-2, следует в углеводородной среде при нормальной температуре. При таком способе хранения прочность образцов во времени не изменяется.
Газопроницаемость камня из ОНЭЦР-2 находится на уровне 0,03 – 0,06 мД и уменьшается с увеличением давления, при котором камень был сформирован. Прочность контакта его сцепление со сталью, в том числе и в случае ее смачивания углеводородным жидкостью, превышает прочность самого камня. Прочность сцепления возрастает во времени и с ростом температуры.
Устойчивость к коррозионного воздействия – очень высокая, даже после 5 суток пребывания в среде соляной кислоты с концентрацией 15%, камень из ОНЭЦР-2 сохраняет почти половину своей исходной прочности. Для сравнения – камень аналогичного состава, образованный из цементного раствора на водной основе – в таких условиях растрескивается и полностью теряет показатели прочности.
Слайд 14
Взаимодействие тампонажных растворов с пористой средой пластов-коллекторов моделировалась путем их фильтрации через керамические диски с размерами отверстий 50 мкм при температуре 130 °С и перепаде давления 3,5 МПа. Сравнивались фильтрационные свойства ОНЭЦР-2 и утяжеленные тампонажного раствора на водной основе, который используется для цементирования скважин в зонах АВПД (плотность - 2100 кг/м3, в/ц - 0,38, водоотделения - 0, растекаемость - 25 см, термостойкость - 150 оС). Перед проведением измерений керамические диски насыщались керосином. Техногенное загрязнение порового среды имитировалось путем предварительного фильтрования через керамический диск бурового раствора на углеводородной основе – ИЭР Witer II.
Слайд 15
По результатам исследований установлено, что величины показателей фильтрации ОНЭЦР-2 и бурового раствора Witer II близки по значениям. Фильтрат ОНЭЦР-2 представляет собой однородную углеводородную жидкость, которая после смешивания с фильтратом бурового раствора приобретает темную окраску. При этом смешивание фильтрата не приводит к образованию сгустков или осадка, которые могут негативно повлиять на коллектор.
Другая ситуация возникает при фильтровании водного цементного раствора. Даже при условии применения реагентов-ограничителей фильтрации, ее величина более чем в три раза превышает фильтрацию ОНЭЦР-2. Фильтрат представлен водной фазой цементного раствора. Как и ожидалось смешивание углеводородного и водного фильтратов приводит к образованию устойчивой и очень вязкой эмульсии, которая характеризуется высокой адгезией к стеклу лабораторного цилиндра. Это косвенно указывает на высокую прочность контакта такой эмульсии с горными породами, создание условий для блокировки порового пространства и снижения проницаемости коллекторов.
Слайд 16
Проведенные исследования позволили сформулировать базовые технические требования к тампонажным растворам на углеводородной основе и условиям их лабораторных испытаний, позволяющие обеспечить надежную изоляцию и сохранение продуктивных характеристик пластов-коллекторов:
• електростабильность тампонажного раствора после приготовления – не меньше 150 В;
• фильтрация тампонажного раствора при температуре 20 ± 5 оС и перепаде давления 0,7 МПа – не больше 6 см3/30 мин;
• НРНТ фильтрация тампонажного раствора при пластовой температуре и перепаде давления 3,5 МПа – не больше 50 см3/30 мин;
• тип фильтрата – углеводородная жидкость без признаков наличия воды; • електростабильность фильтрата тампонажного раствора – не меньше 1000 В;
• електростабильность тампонажного раствора после проведения консистометрии при термобарических условиях – не меньше 150 В;
• прочность цементного камня 3-х суточного возраста на изгиб – не меньше 1,5 МПа (твердение при статической забойной температуре и давлении, но не менее 110 оС и 2 МПа); • прочность цементного камня 3-х суточного возраста на сжатие – не меньше 5 МПа (твердение при статической забойной температуре и давлении, но не менее 110 оС и 2 МПа);
• плотность тампонажного раствора, начало и конец схватывания – определяются программой по цементированию, кг/м3; Промышленное применение тампонажного раствора на углеводородной основе допустимо только при условии строгого соответствия его характеристик указанным техническим требованиям.
Слайд 17 ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ
На одной из скважин ДТЭК Нефтегаз, пробуренных на ИЭР Witer II, в интервале 5238 – 5472 м, при температуре 147 оС, успешно установлен цементный мост для изоляции водонасыщенного пласта.
Слайд 18
Согласно литературным данным сегодня в мире не существует аналогов тампонажной системы ОНЭЦР-2, которые способны образовывать цементный камень без обращения фаз эмульсии и при этом соответствовать термобарическим условиям Украины.
Дальнейшее внедрение системы ОНЭЦР-2 при цементировании обсадных колонн позволит обеспечить надежную изоляцию и сохранение продуктивных характеристик коллекторов, вскрытых буровыми растворами на углеводородной основе, что в свою очередь создает прочную основу для увеличения глубин бурения при поиске нефтегазовых залежей.
