Реферат: М. О. Ашрафьян, Л. И. Рябова, А. Е. Нижник, Ю. В. Гринько

М.О. Ашрафьян, Л. И. Рябова, А.Е. Нижник, Ю.В. Гринько

( ОАО НПО «Бурение»)


Комплексный реагент-компаунд


Из всего многообразия химических реагентов, разработанных и выпускаемых ОАО НПО «Бурение», рассматриваются только комплексные реагенты-понизители водоотдачи (реагенты-компаунды серии КРК: КРК-75 и КРК-100), предназначенные для применения соответственно при температурах 60-90 и 80-120 °С [1]. Они обеспечивают получение высококачественных тампонажных растворов: утяжеленных, нормальной плотности, облегченных и сверхлегких. Включают в себя в оптимальных количествах регулятор сроков загустевания и схватывания, понизитель водоотдачи, пластификатор и пеногаситель. Их применение позволяет быстро подбирать рецептуры составов, так как упрощается процесс приготовления растворов и исключается последовательная обработка несколькими химическими реагентами.

Тампонажные растворы, обработанные комплексными реагентами-компа-ундами, прошли термобарические лабораторные испытания на консистометре КЦ-3 при температурах до 120 °С и давлениях до 50 МПа.

В табл. 1 представлены результаты испытания цементных растворов, обработанных реагентом КРК-100.

Таблица 1

Результаты испытания цементных растворов, обработанных комплексным реагентом-компаундом КРК-100, при температуре 100 °С и давлении 50 МПа

В/Ц

Дози-

ровка,

%%

ρ, кг/м3

D, см

в/о,

см3/30 мин

Время за-густевания,

ч-мин

Начало схватывания,

ч-мин

Прочность

через 24 ч,

МПа,

изгиб/сжатие

0,5

—

1850

19,0

517

—

0-55

6,4/27,5

0,5

0,8

1842

23,5

84

2-50

3-55

6,3/29,2

0,45

0,6

1900

20,5

36

2-10

3-20

8,6/43,8

0,45

0,8

1890

21,0

20

3-40

4-55

7,6/35,9

0,40

0,6

1960

19,0

20

1-45

2-15

10,6/49,6

0,40

0,8

1964

20,5

12

2-50

3-40

10,0/50,8

0,44

—

1900

21,0

440

0-55

1-15

7,9/39,4

0,44

0,4

1895

23,5

98

2-15

2-35

8,8/48,0

0,44

0,6

1890

22,5

35

3-10

3-45

11,6/52,0

0,44

0,8

1890

22,0

24

4-40

5-45

10,0/50,2


Основные технические характеристики реагентов представлены в табл. 2.

Таблица 2

Основные технические характеристики растворов, обработанных реагентами серии КРК

1

Порошок светло-коричневого цвета, ТУ 39-00147001-192-99, класс опасности


4

2

Оптимальная дозировка реагентов по массе к цементу, %

0,4-0,8

3

Водоотдача, см3/30 мин, при давлении 0,7 МПа

10-50

4

Водоотстой, %, не более

0,5

5

Загустевание тампонажного раствора, мин, не менее

120

6

Растекаемость по прибору-конусу, см

18-22

7

Водоцементное отношение тампонажного раствора

0,32 -0,45

8

Плотность тампонажного раствора, кг/м3,

1900-2200

9

Пластическая вязкость 1%-ного раствора, мПа∙с, не менее

18

10

Быстрое регулирование сроков загустевания и схватывания




11

Отсутствие отрицательного воздействия на пласты




12

Прочность цементного камня через 24 ч, МПа, изгиб/сжатие

4,7/14,3


Растворы, обработанные реагентами КРК-75 и КРК-100:

имеют низкую водоотдачу, которая в 10-50 раз ниже по сравнению с водоотдачей необработанных растворов и которая не превышает 50 см3/30 мин при давлении 0,7 МПа и растекаемости от 18 до 22 см;

нулевой водоотстой, что особенно важно при цементировании наклонных и пологих скважин, так как исключается осаждение твердой фазы раствора на нижнюю стенку ствола и образование водяного канала у верхней стенки, что является причиной возникновения межпластовых перетоков в скважине;

фильтрат растворов не оказывает отрицательного воздействия на коллекторские свойства продуктивных пластов из-за очень низкой водоотдачи;

цементный камень, формируемый из растворов с В/Ц = 0,40-0,45, имеет повышенную прочность по сравнению с прочностью камня из стандартных составов с В/Ц = 0,5.

Использование реагентов КРК-75 и КРК-100 дало возможность получения растворов с повышенными изолирующими свойствами (РПИС), применение которых позволило решить ряд сложных проблем, связанных с межколонными давлениями и межпластовыми перетоками.

Показательны результаты применения комплексных реагентов-компаундов на скважинах (табл. 3).


Таблица 3

Результаты применения комплексного реагента-компаунда при цементировании 140- и 146-мм колонн и проведении ремонтно-восстановительных работ

^ Пред-

приятие

Месторож-дение

Дози-

ровка

КРК, %

Плотность цементного

р-ра, кг/м3

Глубина

скваж,

м

Темпе-

ратура,

оС

Оценка

качества

по АКЦ

Примечание

Аганнефтегаз

геология

Западно-Могут-

лорское

0,6

1930-1960

3000

85-90

0,9

Водоотдача

40 см3/30 мин

Пурнефть

Южно-Харам-

пурское

0,6-0,7

1960-

1980

3000-

3200

85-90

0,92-

0,97




Лукойл- Западная

Сибирь

Когалым-

ское

0,5-0,6

1900-

1950

2280-2750

63-70

0,95-

1,00




Ф. «Кубань-

Бургаз»

Прибреж-

ная группа

месторожд.

0,60-

1,00

2050-

2180

3200-

3350

125-135

0,20-1,00

Отсутствие

мк/давлений во всех 6 скважинах

Белорусское

УПНП и КРС

—

0,5-0,7

1850-1900

1430-1550

45-50

—

Успешность

75 % в 74 скв.

СП-КАТКонефть

—

0,6-0,8

1850-1900

2700-3100

80-90

—

Успешность

75 % в 23 скв.


Реагенты применялись при цементировании скважин на месторождениях Западной Сибири и Краснодарского края. Так, впервые на скв. 19/3 Западно-Могутлорского месторождения при цементировании 146-мм колонны цементный раствор был обработан реагентом КРК-75 в количестве 0,6 %. При затворении был получен стабильный раствор без водоотделения при плотности 1960 кг/м3. Коэффициент качества цементирования по данным АКЦ составил 0,9.

На Когалымской площади растворами с КРК-75 цементировали низ 146-мм колонн в интервале 2280-2750 м в скважинах, характеризующихся геостатической температурой на забое до 70 °С, пластовым давлением 20-25 МПа и зенитным углом до 31°. Дозировка реагента составляла 0,5-0,6 %. По данным АКЦ хорошее сцепление в среднем составило 45 %, тогда как при применении базовых рецептур с КМЦ и хлористым кальцием хорошее сцепление отсутствовало, а удовлетворительное составляло 40-70 %.

На Южно-Харампурском месторождении тампонажные растворы плотностью 1960-1980 кг/м3 обрабатывались реагентом КРК-75 в дозировке 0,6-0,7 % при глубине скважин до 3200 м и геостатической температуре до 90 °С. Коэффициент качества достигал 0,92-0,97, тогда как по базовым скважинам он не превышал 0,82. Удельный дебит скважин увеличился на 22-25 %.

Особо следует выделить применение комплексного реагента при цементировании газовых скважин с аномально высокими пластовыми давлениями Прибрежной группы месторождений Краснодарского края, опыт цементирования которых изложен в статье [2].

При использовании утяжеленных тампонажных растворов, обработанных различными полимерными реагентами, в т.ч. импортными, после цементирования практически всегда в период ОЗЦ или позднее в скважинах возникали межколонные давления с интенсивностью до 20-40 МПа, на ликвидацию которых уходили многие месяцы и миллионные затраты средств. Из-за этого ряд скважин был ликвидирован по техническим причинам.

По просьбе ООО филиал «Кубаньбургаз» НПО «Бурение» была разработана технология, исключающую возникновение осложнений, которую успешно реализовали на 6 скважинах при полном отсутствии межколонных давлений. Сущность этой технологи и основные технологические операции приведены в табл. 4.


Таблица 4

Основные элементы технологического процесса при цементировании скважин на Прибрежной группе месторождений

1

Структурированная буферная жидкость на основе материала МБП-СМ

2

Тампонажный раствор РПИС плотностью до 2180 кг/м3 и в/о до 12см3/30 мин

3

Баротермальный режим подбора рецептуры в консистометре и автоклаве

4

Жидкость затворения вязкостью не менее 40 мПа∙с по ВСН-3

5

Режим закачки и продавки согласно гидравлической программе ОАО НПО «Бурение»

6

Термосолестойкий цемент ЦТТУ-160 по техническим условиям ОАО НПО «Бурение»

7

Предварительная проверка рецептуры по пробам цемента и жидкости затворения со скважины в лаборатории ОАО НПО «Бурение»

8

Создание противодавления в межколонное пространство по программе ОАО НПО «Бурение»


Для создания растворов с повышенными изолирующими cвойствами (РПИС) концентрация КРК к массе цемента оставляет 0,40-0,45 %. При подборе рецептуры определяются: время загустевания раствора до 30 условных единиц консистенции, время начала схватывания, режим закачки и продавки тампонажного раствора задается согласно гидравлической программе, разработанной в лаборатории крепления скважин. В основу этой программы положена бингамовская модель течения жидкостей, а определение коэффициента гидравлических сопротивлений определяется по результатам замера фактических реологических параметров применяемых при цементировании жидкостей, либо по эмпирическим зависимостям.

Результаты применения комплексных реагентов-компаундов при проведении ремонтно-изоляционных работ изложены в работе [3]. Работы выполнялись Белорусским УПНП и КРС для «ТНК-Нягань» в 74 скважинах Ем-Ёговского месторождения, в том числе в 13 добывающих и нагнетательных скважинах для ликвидации негерметичности колонн, и в 61 добывающих скважинах для ликвидации межпластовых и заколонных перетоков. Успешность работ составила 75 %. В другом случае совместным российско-австрийским предприятием «СП-КАТКонефть» с применением реагентов КРК-75 и КРК-100 было проведено 33 операции в 23 скважинах. Все РИР проводились в скважинах с обводненностью 80-90 %. После ремонтных работ с применением КРК обводненность снизилась до 30-70 %.

Исполнители работ отмечают высокую эффективность РИР и подтверждают, что реагенты серии КРК по технологическим свойствам не уступают зарубежным, а их стоимость в 2-3 раза ниже. Затраты на химические реагенты составляют 40-50 % стоимости операции, поэтому, если использовать не отечественные, а импортные добавки, то цена технологической операции с учетом 20 %-ной рентабельности увеличивается в 1,5-2 раза.

Таким образом, отмечаем высокую эффективность применения комплексных реагентов-компаундов как при первичном цементировании, так и при проведении РИР.

ЛИТЕРАТУРА


Патент РФ № 2194149 «Комплексный реагент для тампонажных растворов»/М.О. Ашрафьян, А.К. Куксов, В. М. Меденцев, Ю.В. Гринько, А. Е. Нижник, Л.И. Рябова. - Бюл. № 34.-10.12.2002.

Совершенствование технологии цементирования газовых скважин с АВПД на Прибрежной группе месторождений филиала «Кубаньбургаз»/ М.О. Ашрафьян, А.В. Кривошей, Д.В. Антоненко, Ю.В. Гринько // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», № 1, 2009, с.- 43-48.

Проведение ремонтно-изоляциоонных работ с применением комплексных реагентов-компаундов/ М.О. Ашрафьян, Л.И. Рябова, Ю.В. Гринько, Е.В. Лютин, С.М. Кожевников//Нефтяное хозяйство.-2006.- № 2.- с.-52-53.