Вашій увазі представляємо виступ заступника директора з наукових питань ТОВ "Геосинтез Інженірінг" к.т.н. Лубана Ю.В. на тему:
"ОНЕЦР-2 ОБЕРНЕНИЙ НАФТОЕМУЛЬСІЙНИЙ ЦЕМЕНТНИЙ РОЗЧИН ДЛЯ БУРІННЯ ТА РЕМОНТУ СВЕРДЛОВИН"
Слайд 1
Загальновідомо, що виснаження старих родовищ призводить до необхідності збільшення глибин буріння і освоєння важко видобувних запасів, пов'язаних з колекторами зі складною будовою, що залягають в умовах високих температур і різких коливань пластових тисків – від аномально низьких до аномально високих. В таких умовах роль техногенних факторів у майбутній продуктивності свердловин істотно зростає, що вимагає впровадження нових ефективних технологічних рішень на всіх етапах їх будівництва.
Слайд 2
Серед іншого це застосування бурових розчинів на вуглеводневій основі, які забезпечують максимальне збереження природного стану гірських порід через відсутність негативного впливу техногенного водного середовища. Так досвід застосування інвертного емульсійного розчину Witer II на родовищах ДДЗ підтверджує його позитивний вплив на стійкість гірських порід і високу ефективність при розкритті продуктивних пластів навіть в зонах з несумісними гірничо-геологічними умовами, при репресіях, які можуть досягати 40 – 50 МПа і вище.
Слайд 3
Однак питання якісної ізоляції продуктивних інтервалів, розкриття яких здійснювалося буровими розчинами на вуглеводневій основі, і збереження їх природних колекторських характеристик на етапі кріплення залишається невирішеним. Існуюча технологія цементування обсадних колон, заснована на використанні традиційних водо-цементних суспензій, не дозволяє уникнути контакту продуктивних пластів з шкідливим водним фільтратом і утворення в поровому просторі колекторів в'язких непрокачуваних емульсій, в результаті чого ефект від застосування РУО може бути істотно зменшений або навіть повністю втрачений.
Слайд 4
Таким чином отримання максимального ефекту від впливу вуглеводневого середовища на породи гірського масиву можливо тільки за умови створення єдиного технологічного комплексу, що охоплює процеси як буріння, так і кріплення продуктивних пластів з використанням систем бурових і цементних розчинів на вуглеводневій основі. Ці системи розчинів повинні бути сумісні між собою, подібні за технологічними властивостями і мати однаковий, вуглеводневий тип фільтрату.
Слайд 5
Таким вимогам відповідає нова система оберненого нефтоемульсійного цементного розчину ОНЕЦР-2, розроблена нашим підприємством в співдружності з ТОВ «Техкор», на замовлення ДТЕК Нафтогаз. В основу розробки ОНЕЦР-2 було покладено такі теоретичні положення.
Слайд 6
1. Для забезпечення необхідної рухливості традиційний цементний розчин містить в 1,5 – 2 рази більше води, ніж необхідно для повної гідратації в'яжучого матеріалу. Отже цементний камінь може бути отриманий при утриманні водної фази 20 - 25%, а рухливість системи забезпечена вуглеводневої рідиною.
2. В результаті емульгування водної суспензії мінерального в'яжучого у вуглеводневоій рідині в присутності ПАР може бути отримана стабільна емульсія другого роду з реологическими і фільтраційними властивостями, подібними до бурових розчинів на вуглеводневій основі.
3. Формування каменю відбувається всередині емульсії без її руйнування і обернення фаз і відділення води. Вуглеводнева рідина залишається зовнішнім середовищем на всіх етапах цементування.
4. Низька швидкість гідратації в'яжучого матеріалу обумовлена блокуванням його поверхні адсорбованими молекулами ПАР. Зростання температури зменшує міцність міжфазних плівок і прискорює процес гідратації. Регулювання процесів загустіння і твердіння здійснюється шляхом зміни стійкості емульсії.
Слайд 7
Основне призначення системи ОНЕЦР-2 - кріплення і ізоляція глибокозалягаючих продуктивних інтервалів з високими пластовими тисками і температурами, які були розкриті на РВО. Також можливе застосування при установці цементних мостів та цементування бокових ствовбурів і непродуктивних інтервалів в свердловинах, заповнених РВО.
СКЛАД:
• В'яжуча речовина.
• Обважнювач.
• Дисперсійним середовищем є емульсія другого роду, що містить комплекс ПАР-емульгаторів і гідрофобізаторів твердої фази.
• Залежно від термобаричних умов в інтервалі цементування, водна фаза емульсії може містити реагенти-електроліти (солі, кислоти або луги).
• Для регулювання фільтраційних втрат і швидкості гідратації в'яжучого можливе використання речовин, які збільшують в'язкість дисперсійного вуглеводневої середовища, зокрема окисленого бітуму.
Слайд 8
Оскільки при температурі навколишнього середовища тужавіння ОНЕЦР-2 не відбувається протягом тривалого часу, його приготування проводиться на поверхні, до початку операції з цементування. Можливе зберігання приготованого тампонажного розчину протягом декількох діб.
Технологія приготування:
• На бурову завозиться рідина затворення, що представляє собою емульсію другого роду з певним показником електростабільності.
• У емульсію вводиться розрахункова кількість в'яжучого матеріалу і обважнювачів.
• При необхідності, в систему можуть додатково вводитися ПАР або електроліти.
• Диспергування компонентів проводиться до утворення рівномірної і однорідної рідини з заданими технологічними властивостями.
Слайд 9
Склад і властивості ОНЕЦР-2 істотно залежать від необхідної густини, допустимих термінів тужавіння і температури на вибої свердловини. При цьому навіть незначна зміна вмісту твердих компонентів системи, їх складу або співвідношення, призводить до потреби коригування активності в'яжучого, зміни типу і кількості ПАР, концентрації електролітів. У зв'язку з цим важливість лабораторної перевірки рецептури перед проведенням кожної операції з цементування надзвичайно зростає.
ЛАБОРАТОРНІ ВИПРОБУВАННЯ ОНЕЦР-2 мають певні методичні особливості і проводяться з моделюванням термобаричних умов застосування.
• Так для ОНЕЦР-2 характерна вища початкова величина консистенції, ніж це властиво цементним розчинам на водній основі. Однак в умовах сповільненої гідратації в'яжучого, такі значення не представляють небезпеки для технологічного процесу, оскільки їх величина залишається незмінною протягом усього періоду цементування.
• Характерною ознакою системи ОНЕЦР-2 є збереження і навіть деяке збільшення величини показника електростабільності, яка визначається після проведення досліджень на термобаричному консистометрі.
• У пробі після консистометра повинно бути відсутнім відділення води. Даний факт є підтвердженням відсутності ознак руйнування емульсії або обернення її фаз в умовах температурного впливу.
Слайд 10
ОНЕЦР-2 характеризується низькими значеннями фільтрації, які можна співставити з фільтрацією бурових РВО.
• Фільтрація ОНЕЦР-2 при температурі 20 ± 5 °С і перепаді тиску 0,7 МПа – не превищує 6 см3/30 хв;
• НРНТ фільтрація ОНЕЦР-2 при пластовій температурі і перепаді тиску 3,5 МПа – не превищує 50 см3/30 хв;
• Фільтрат ОНЕЦР-2 представлений вуглеводневою рідиною. Наявність води в фільтраті неприпустимо. Поява води вказує на руйнування емульсії і обернення її фаз.
Слайд 11
Формування каменю з ОНЕЦР-2 слід проводити в вуглеводневому середовищі, при термобаричних умовах, що відповідають умовам свердловини. За інших рівних умов збільшення температури і тиску призводить до прискорення тужавіння тампонажної системи і зростання міцності каменю. У будь-якому випадку температура і тиск не повинні бути менші, ніж 110 °С і 2 МПа.
На початку процесу формування каменю з ОНЕЦР-2 його міцність поступається міцності каменю з цементів на водній основі. Однак протягом кількох діб ці показники вирівнюються, а з часом міцність каменю з ОНЕЦР-2 може навіть перевищувати міцність каменю з водних цементів.
Слайд 12
Процес набору міцності в умовах впливу температури триває протягом тривалого часу. Спостереженням не виявлено припинення зростання міцності протягом 14 діб, хоча в перші 3 доби інтенсивність росту є найбільшою.
Слід також зазначити, що на міцність каменю з ОНЕЦР-2 великий вплив мають умови його формування саме на цьому, початковому етапі набору міцності. У разі руйнування з яких-небудь причин первинної кристалізації структури каменю, його міцність істотно зменшується. Контрольне визначення міцності каменю необхідно проводити не раніше, ніж через 3 доби його автоклавного формування, що відповідає мінімальній тривалості періоду ОЗЦ на свердловинах.
Слайд 13
При контакті каменю з ОНЕЦР-2 з водою і навіть вологою повітря процеси гідратації в'яжучого прискорюються, що призводить до зростання міцності зразка. Щоб уникнути такого явища, зберігати зразки каменю, сформованого з ОНЕЦР-2, слід у вуглеводневому середовищі при нормальній температурі. При такому способі зберігання міцність зразків у часі не змінюється. Газопроникність каменю з ОНЕЦР-2 знаходиться на рівні 0,03 – 0,06 МД і зменшується зі збільшенням тиску, при якому камінь був сформований. Міцність контакту його зчеплення зі сталлю, в тому числі і в разі її змочування вуглеводневою рідиною, перевищує міцність самого каменю. Міцність зчеплення зростає в часі із ростом температури. Стійкість до корозійного впливу – дуже висока, навіть після 5 діб перебування в середовищі соляної кислоти з концентрацією 15%, камінь з ОНЕЦР-2 зберігає майже половину своєї початкової міцності. Для порівняння - камінь аналогічного складу, утворений з цементного розчину на водній основі - в таких умовах дає тріщини і повністю втрачає показники міцності.
Слайд 14
Взаємодія тампонажних розчинів з пористим середовищем пластів-колекторів моделювалася шляхом їх фільтрації через керамічні диски з розмірами пор 50 мкм при температурі 130 °С і перепаді тиску 3,5 МПа. Порівнювалися фільтраційні властивості ОНЕЦР-2 і обважненого тампонажного розчину на водній основі, який використовується для цементування свердловин в зонах АВПТ (густина – 2100 кг/м3, в/ц – 0,38, водовідділення – 0, розтічність – 25 см, термостійкість – 150 оС). Перед проведенням вимірів керамічні диски насичувались гасом. Техногенне забруднення порового середовища імітувалося шляхом попереднього фільтрування через керамічний диск бурового розчину на вуглеводневій основі - ІЕР Witer II.
Слайд 15
За результатами досліджень встановлено, що величини показників фільтрації ОНЕЦР-2 і бурового розчину Witer II близькі за значеннями. Фільтрат ОНЕЦР-2 представляє собою однорідну вуглеводневу рідину, яка після змішування з фільтратом бурового розчину набуває темного забарвлення. При цьому змішування фільтрату не призводить до утворення згустків або осаду, які можуть негативно вплинути на колектор.
Інша ситуація виникає при фільтруванні водного цементного розчину. Навіть за умови застосування реагентів-обмежувачів фільтрації, її величина більш ніж в три рази перевищує фільтрацію ОНЕЦР-2. Фільтрат представлений водною фазою цементного розчину. Як і очікувалося змішування вуглеводневої і водного фільтратів призводить до утворення стійкої і дуже в'язкої емульсії, яка характеризується високою адгезією до скла лабораторного циліндра. Це побічно вказує на високу міцність контакту такої емульсії з гірськими породами, створення умов для блокування порового простору і зниження проникності колекторів.
Слайд 16
Проведені дослідження дозволили сформулювати базові технічні вимоги до тампонажних розчинів на вуглеводневій основі та умов їх лабораторних випробувань, що дозволяють забезпечити надійну ізоляцію і збереження продуктивних характеристик пластів-колекторів:
• електростабільність тампонажного розчину після приготування – не менше 150 В;
• фільтрація тампонажного розчину при температурі 20 ± 5 оС і перепаді тиску 0,7 МПа – не більше 6 см3/30 мхв;
• НРНТ фільтрація тампонажного розчину при пластовій температурі і перепаді тиску 3,5 МПа – не більше 50 см3/30 хв;
• тип фільтрату – вуглеводнева рідина без ознак наявності води;
• електростабільність фільтрату тампонажного розчину – не менше 1000 В;
• електростабільність тампонажного розчину після проведення консистометрії при термобаричних умовах – не менше 150 В;
• міцність цементного каменю через 3 доби на згин – не менше 1,5 МПа (твердіння при статичній вибійній температурі і тиску, но не менше 110 оС і 2 МПа);
• міцність цементного каменю через 3 доби на стиск – не менше 5 МПа (твердіння при статичній вибійній температурі і тиску, но не менше 110 оС і 2 МПа);
• густина тампонажного розчину, початок і кінець тужавіння – визначаються програмою по цементуванню, кг/м3; Промислове застосування тампонажного розчину на вуглеводневій основі допустимо тільки за умови суворої відповідності його характеристик зазначеним технічним вимогам.
Слайд 17 ПРАКТИЧНЕ ЗАСТОСУВАННЯ
На одній з свердловин ДТЕК Нафтогаз, пробурених на ІЕР Witer II, в інтервалі 5238 – 5472 м, при температурі 147 ° С, успішно встановлений цементний міст для ізоляції водонасиченого пласта.
Слайд 18
Згідно з літературними даними сьогодні в світі не існує аналогів тампонажної системи ОНЕЦР-2, які здатні утворювати цементний камінь без обернення фаз емульсії і при цьому відповідати термобаричним умовам України.
Подальше впровадження системи ОНЕЦР-2 при цементуванні обсадних колон дозволить забезпечити надійну ізоляцію і збереження продуктивних характеристик колекторів, розкриття яких здійснювалося буровими розчинами на вуглеводневій основі, що у свою чергу створює міцну основу для збільшення глибин буріння при пошуку нафтогазових покладів.
