МЕТОДИКА ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ САМОВОССТАНАВЛИВАЮЩЕЙСЯ СПОСОБНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

​A METHOD FOR DETERMINING THE SELF-HEALING ABILITY OF CEMENT STONE

Dmitry Zavyalov

student, Department of Oil and Gas Drilling, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Высокое качество крепления является таковым при создании изолированного пространства между обсадной колонной и стенками скважины, при этом должна выполняться функция защиты от коррозии и перемещении пластовых флюидов. Фактически же, согласно анализу, при воздействии нагрузок, создаваемых при выполнении внутрискважинных операций, снижается степень целостности цементного стакана, что и приводит к высокой обводнённости добываемого флюида и заколонным перетокам [1].

Вплоть до недавнего времени самым распространённым методом для ликвидации перетоков и повышения изоляционной способности цементного стакана была закачка специальных составов под давлением (ремонтно-изоляционные работы, РИР). Применение таких видов ограничения притока вод часто оказываются недостаточно эффективными.

Существенный объём нефтегазовых активов компаний характеризуется повышенным процентом скважин с наличием негерметичности или ЗКЦ. Так, этот показать может составлять вплоть до 20% от всего числа осложнений в процессе экспулатации. При этом на ремонтно изоляционные работы тратятся существенная часть – от 60 до 80 процентов от всех затрат на крепление.

По этой причине не вызывает сомнений необходимость в применении составов с функцией самозалечивания, что в перспективе исключает необходимость в проведении дорогостоящих РИР.

ABSTRACT

The high quality of fastening is such when creating an isolated space between the casing and the walls of the well, while the function of corrosion protection and the movement of reservoir fluids must be performed. In fact, according to the analysis, when exposed to loads created during downhole operations, the degree of integrity of the cement cup decreases, which leads to high water content of the extracted fluid and backwater flows [1].

Until recently, the most common method for eliminating overflows and increasing the insulating capacity of a cement cup was injection of special compositions under pressure (repair and insulation work, RIR). The use of such types of restriction of water inflow often proves to be insufficiently effective.

A significant amount of oil and gas assets of companies is characterized by an increased percentage of wells with leakages or CCTS. Thus, this factor can account for up to 20% of the total number of complications during the operation. At the same time, a significant part is spent on repair and insulation work – from 60 to 80 percent of all mounting costs.

For this reason, there is no doubt that it is necessary to use formulations with the function of self-healing, which in the future eliminates the need for expensive RIRs.

Ключевые слова: крепление скважин, повышение качества, самовосстанавливающийся цемент, анализ, исследование свойств.

Keywords: well fixing, quality improvement, self-healing cement, analysis, research of properties.

Идея не нова, разработки таких составов начались с 80-х годов двадцатого века. Первые исследования фокусировались на залечивании микротрещин и продлении сроков работы полимерных материалов, а первое потенциальное использование в строительстве было применено в 2008 году. C 2010 г различными учеными начались исследования вопросов применения данного принципа при строительстве скважин.

На сегодняшний день в нефтегазовой отрасли России имеются производители, предлагающие как готовые решения в виде тампонажных смесей, так и отдельные добавки для создания «самовосстанавливающихся» систем [3].

К примеру, начиная с 2018 г на месторождениях Западной Сибири применяется гидроизоляционный тампонажный материал на объектах с высоким риском ЗКЦ. К таким объектам относятся горизонты, в которых имеется значительное превышение давления в водонасыщенной части пласта над давлением в нефтенасыщенной части. Данное обстоятельство может усугубляться отсутствием литологических перемычек (< 0,5 м) в указанных интервалах. К примеру, на некоторых месторождениях перепад давления между водонасыщенной и нефтенасыщенной частями пласта достигает 5,0 - 7,0 МПа. На рисунке 1 представлена доля изменения количества отмечаемых ЗКЦ на месторождениях Западной Сибири с 2018 по 2022 гг [4].

Рисунок 1. Доля ЗКЦ за период 2018-2022 гг в зависимости от применяемого тампонажного материала

Как видно из представленных данных, за последние 5 лет внедрения составов, имеющих гидроизоляционные свойства, удалось сократить ЗКЦ на 3,6 %, что составляет приблизительно 65 скважин.

С целью полного исключения отмечаемых случаев ЗКЦ и подбора наилучшего технологического решения нами была поставлена задача по разработке специального метода (методики, стендового оборудования) для исследований степени воздействия добавок на показатели фильтратоотдачи цементного состава.

На данный момент, все самовосстанвливающиеся материалы подразделяются на три категории: гранулы (инкапсулы), реагенты внутри оболочек и без них. Каждый из типов компонентов различается по типу активирования залечивающих реагентов [2].

Самостоятельное восстановление крепи – сложное явление, начинающее происходить при внешнем воздействии, к примеру, при взаимодействии с водой. Сам процесс активации многостадийный: первая – появление канала (трещины в цементном камне); вторая – канал наполняется триггером (в нашем случае водой с средней минерализацией по месторождениям Западной Сибири 20 гр/л), которая выполняет роль активатора; третья – закупорка открытого канала. Отсутствие притока, это результат активной работы добавки.

Для разработки метода нами выбран принцип «самовосстановления» открытых каналов при помощи модифицированных добавок, которые при повторном взаимодействии с триггером обладают способностью к перекрытию трещины.

Для проверки состоятельности концепции и предлагаемых материалов нами проведены исследования по подбору оборудования, которое должно дать возможность проводить анализ фильтрационных свойств цементного состава.

Основной принцип исследования заключался в следующем, готовая модифицирующая добавка интегрировалась в установленной пропорции в базовый тампонажный портландцемент с плотностью раствора 1980 кг/м³ из которого изготавливались образцы цементного камня. Деление по принципу воздействия триггера на модифицированный цементный камень осуществлялось двумя способами: статичное ОЗЦ (без принудительной фильтрации триггера при ОЗЦ), динамическое ОЗЦ (непрерывная фильтрация при ОЗЦ).

При статичном ОЗЦ проведена оценка возможности задействования как широко применяемых, так и специализированных приборов в частности: формы адгезии, трехкомпонентные шприцы, микроскоп.

Суть экспериментов заключалась в следующем: с целью физического моделирования трещинообразования в цементном камне искусственно создавались сквозные отверстия при помощи проволоки диаметром 0,4-0,6 мм. По истечению ОЗЦ проволока извлекалась и через образец производилась фильтрация триггера установленного объема с фиксацией времени истечения. Далее образец погружался в триггер на ОЗЦ до следующего замера. Для сопоставимости результатов воздействие температуры не проводилось.

На рисунке 2 представлены результаты исследований с применением базового и модифицированного составов на формах адгезии [2].

Рисунок 2. Результаты исследований составов на формах адгезии

Как видно из представленных данных рисунка 2, на цементном камене модифицированным специальными добавками по истечению 35 суток фильтрация прекратилась, что свидетельствует о «самовосстановлении» открытого канала.

На рисунке 3 представлена принципиальная схема исследования с применением форм адгезии (применение трехкомпонентных шприцов аналогично).

Рисунок 3. Принципиальная схема исследования с применением форм адгезии

Было разработано оборудование, являющееся циркуляционной системой, которое позволяет проводить эксперимент на условиях, приближенных к реальным скважинным. Подающая емкость выполняла функцию напорной системы, снабженной сверху приемным (дыхательным) отверстием, в нижней торцевой поверхности перекрывающим краном с фильтром для исключения попадания микрочастиц в образец цементного камня и искажения получаемых данных (рисунок 4).

Методика выполнения исследования на стенде: из напорной емкости триггер по трубке через фильтр подавался в капсулу с образцом цементного камня, в котором наведены сквозные отверстия проволокой диаметром 0,4-0,6 мм, далее триггер попадал в приемную емкость, которая при наполнении переливалась в напорную, тем самым осуществлялся процесс непрерывной фильтрации.

По данным работ авторов [2], градиент прорыва флюидов по пространству за цементной крепью в среднем равнялся около 2,8 МПа на метр. Французские ученые в исследованиях по нарушении целостности цементного камня демонстрируют склонность в скважинах к перепаду давления от полутора до пяти мегапаскалей. Российские исследователи отмечают, что разрушение камня начинает происходить при перепаде в порядка 2 МПа на метр. Зная об этом и имея информацию об особенностях рабочей капсулы, рассчитано необходимое давление для имитации водопрорыва т.е. равное 0,02 МПа. Результаты исследований представлены на рисунке 4.

Рисунок 4. Стендовая установка для исследования фильтрационных свойств цементного камня

Список литературы:

1. Коробов И.Ю., Попов С.Н. Типы цементов, используемых при строителсьтве нефтяных и газовых скважин, и вариации их физико-механических свойств при экспериментальных исследованиях / Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 7. – С. 48-55.
2. Николаев Н.И., Усманов Р.А., Табатабаи Моради С.Ш., и др. Разработка составов и исследование свойств тампонажных смесей для повышения качества вторичного вскрытия продуктивных пластов. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое дело. – 2017. Т.16, №4. – С.321-330
3. Никитенко, М. Н. Определение элементов залегания пластов по данным каротажа в процессе бурения / М. Н. Никитенко, М. Б. Рабинович, М. В. Свиридов // Геофизические технологии. – 2021. – № 2. – С. 36-48.
4. Бхавсар Р., Вайдьян Н., Гангули П., Хамфрис А., Робинсон А., Ту Х., Уикс Н. Новые интелектуальные материалы // Нефтегазовое обозрение, Том 20, № 1 (Весна 2008). С. 38-49