ГЕОСИНТЕЗ ИНЖЕНИРИНГ

Разработка и сервис буровых промывочных жидкостей

После нескольких десятилетий перерыва, в Украине вновь применен цементный раствор на углеводородной основе. На одной из скважин ДТЭК Нефтегаз, пробуренных на инвертном эмульсионном буровом растворе Witer II, в интервале 5238 – 5472 м, при температуре 147 оС, успешно установлен цементный мост для изоляции водонасыщенного пласта. Параметры цементного раствора на углеводородной основе, отобранного при установке цементного моста, и камня, полученного из него, представлены в таблице:
nmlkl

Установленный в скважине цементный мост имел достаточную прочность и высокие изолирующие свойства. Испытания новой тампонажной системы были признаны успешными.

По существу, это возрождение технологии, разработанной в 70-х годах Лубаном В.З. и Оголихиным Э.А. под руководством проф. Мухина Л.К. в МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, но на основе принципиально новой рецептуры.

Потребность в восстановлении данной технологии обусловлена ​​распространением в Украине буровых растворов на углеводородной основе и их несовместимостью с обычными цементными растворами на водной основе. Смесь углеводородного и водного фильтратов буровых и цементных растворов образует сверхвязкие эмульсии, которые способны существенно ухудшить коллекторские свойства пластов. Соответственно для цементирования продуктивных интервалов, вскрытых буровыми растворами на углеводородной основе, применение обычного водного цементного раствора недопустимо. Для цементирования таких продуктивных пластов необходим цементный раствор, имеющий углеводородный тип фильтрата и параметры, подобные углеводородному буровому раствору.

Новая тампонажная система ОНЭЦР-2 разработана нашим предприятием в содружестве с ООО «Техкор». Основным заказчиком работ выступил ДТЭК Нефтегаз, с целью использования их результатов в условиях своих глубокозалегающих горизонтов с аномальными давлениями и температурами.

Согласно существующим литературным данным, сегодня во всем мире не существует аналогов тампонажной системы ОНЭЦР-2, которые способны образовывать цементный камень без обращения фаз эмульсии и при этом соответствовать термобарическим условиям Украины.

ОБРАЩЕННЫЙ НЕФТЕЭМУЛЬСИОННЫЙ ЦЕМЕНТНЫЙ РАСТВОР (ОНЭЦР-2)

Общие сведения

  1. Обращенный нефтеэмульсионный цементный раствор предназначен для цементирования обсадных колонн и установки цементных мостов в интервалах, пробуренных с использованием буровых растворов на углеводородной основе, в том числе в зонах АВПД.
  2. Обращенный нефтеэмульсионный цементный раствор представляет собой эмульсию второго рода, внешней фазой которой является углеводородная жидкость.
  3. Образование цементного камня на всех этапах твердение нефтеэмульсионного цементного раствора в условиях скважины происходит без изменения рода эмульсии и обращения ее фаз.
  4. Обращенный нефтеэмульсионный цементный раствор характеризуется крайне низкими фильтрационными потерями, сопоставимыми с фильтрацией буровых растворов на углеводородной основе.
  5. Фильтрат обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора представлен углеводородной жидкостью. Наличие воды в фильтрате недопустимо. Это указывает на разрушение эмульсии и обращение её фаз.
  6. Схватывание проб обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора проводится в среде углеводородной жидкости. Контакт проб с водой на всех этапах образования и твердения цементного камня является недопустимым.
  7. Формирование цементного камня проводят в автоклаве на протяжении 3-х суток, при постоянной температуре и давлении, которые соответствуют термобарическим условиям в скважине. Минимальная температура – 100 оС, минимальное давление – 2,0 МПа.
  8. С целью исключения контакта сформированного цементного камня с влагой воздуха, сразу после извлечения из автоклава образцы помещают в углеводородную жидкость, где сохраняют для проведения дальнейших испытаний. Сроки хранения сформированного цементного камня в углеводородной среде не ограничиваются.

ONECR2Внешний вид тампонажной системы ОНЭЦР-2

Технические требования к тампонажному раствору и камню

Для обеспечения надежной изоляции и сохранения продуктивных характеристик пластов-коллекторов тампонажный раствор на углеводородной основе и камень, полученный из него, должны отвечать следующим техническим требованиям:

  • плотность тампонажного раствора – определяется программой по цементированию, кг/м3;
  • 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 1500 В;
  • начало схватывания – определяется программой по цементированию, час-мин;
  • конец схватывания – определяется программой по цементированию, час-мин;
  • 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).

OFITE
Результаты консистометрии ОНЭЦР-2 в течение 4-х часов (150 оС и 80 МПа)

Промышленное применение тампонажного раствора на углеводородной основе возможно только при условии соответствия его характеристик таким техническим требованиям. ОТКЛОНЕНИЯ ОТ УКАЗАННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ ТРЕБОВАНИЙ НЕДОПУСТИМЫ.

Приготовление, контроль и применение в условиях буровой

  1. Обращенный нефтеэмульсионный цементный раствор готовится на поверхности в полном объеме, необходимом для проведения операции по цементированию.
  2. Для приготовления может использоваться любое смесительное оборудование, обеспечивающее получение стабильной цементной эмульсии второго рода.
  3. Измерение технологических параметров проводят после окончания приготовления обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора.
  4. Отобранная проба обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора перевозится в лабораторию, где делится на 4 части:
    • Первая часть используется для оценки подвижности цементного раствора на консистометре при термобарических условиях, моделирующих забойные.
    • Вторая – загружается в установку УС-1-М1 (или аналог) для определения начала и конца схватывания.
    • Третья – устанавливается в автоклав для формирования образцов-балочек из цементного камня, где остается в течении 3-х суток при термобарических условиях, моделирующих забойные. После извлечения из автоклава образцы-балочки используются для определения предела прочности цементного камня при изгибе/сжатии.
    • Четвертая часть пробы цементного раствора используется для проведения комплекса испытаний при нормальной температуре (20 ± 5 оС) и определения НРНТ фильтрации при условиях, моделирующих забойные.
  5. Результаты испытаний цементного раствора и камня оформляются актом.
  6. Продолжительность ОЗЦ при использовании обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора для цементирования скважин составляет не менее 3-х суток.

SilОтсутствие растворения образца соли при формировании камня из ОНЭЦР-2

Измерение параметров

  1. Плотность обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора.
    • Измерительные приборы: ареометр АГ-1, рычажные весы или рычажные весы для определения плотности под давлением (OFI TE код 115-00 или 100-60-Х).
    • Порядок проведения измерений в соответствии с РД 39-00147001-773-2004, при температуре 20 ± 5 оС.
  2. Электростабильность обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора
    • Измерительные приборы: тестер электростабильности эмульсии (OFI TE код 131-50)
    • Порядок проведения измерений в соответствии с РД 39-00147001-773-2004.
    • Температура проведения замера 20 ± 5 оС.
  3. Электростабильность фильтрата обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора.
    • Измерительные приборы: тестер электростабильности эмульсии (OFI TE код 131-50)
    • Порядок проведения измерений: отобрать не менее 50 мл фильтрата, провести измерение в соответствии с РД 39-00147001-773-2004.
    • Измерение проводится при температуре 20 ± 5 оС.
  4. Фильтрация цементного раствора при температуре 20 ± 5 оС и перепаде давления 0,7 МПа.
    • Измерительные приборы: фильтр-пресс низкого давления (OFI TE код 140-31).
    • Измерение проводится в соответствии с РД 39-00147001-773-2004.
  5. Определение начала и конца схватывания цементного камня
    • Измерительные приборы: установка для определения сроков схватывания тампонажных растворов УС-1-М1.
    • Измерение проводится при температуре и давлении, определяемой программой по цементированию, но не менее 110 оС и 2 МПа.
  6. Определение прочности цементного камня 3-х суточного возраста на изгиб и сжатие.
    • Сформировать образцы-балочки 100х20х20 мм из цементного камня 3-х суточного возраста при постоянном давлении и температуре, которые определяются программой по цементированию и соответствуют забойным условиям скважины, но не менее 110 оС и 2 МПа.
    • Провести измерение прочности образцов на изгиб и сжатие.
    • Измерительные приборы: испытательное прессовое оборудование для определения прочности материалов при изгибе/сжатии.

cementВысокая прочность адгезии ОНЭЦР-2 к металлу. Разрушение образца проходит не по контакту с пластиной , а по тампонажному камню

Дальнейшее внедрение системы ОНЕЦР-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 основу для увеличения глубины бурения для поиска нефтегазовых залежей на больших глубинах.