В научно-образовательном центре «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в лаборатории технологических жидкостей для бурения и ремонта скважин были разработаны тампонажные составы на основе микроцемента, магнезиального цемента и синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ на скважинах. Проведены исследования разработанных материалов. Произведена оценка проникающей способности тампонажных составов.
Высокий процент обводненности скважин на сегодняшний день является одной из основных проблем нефтегазовой отрасли. Основными техническими причинами обводнения могут быть: негерметичность и дефекты эксплуатационной колонны, нарушение герметичности заколонного пространства, межпластовые перетоки, поступление на забой подошвенной воды и другие причины. Зачастую возникновение негерметичности эксплуатационных колонн связано с качеством первичного цементирования, однако значительную роль играют и условия эксплуатации самих скважин. Для решения данных проблем необходимо своевременное проведение ремонтно-изоляционных работ.
Ремонтно-изоляционные работы (РИР) – это совокупность мероприятий по перекрытию путей проникновения воды в скважину, изоляции обводненных пластов и ликвидации заколонных перетоков. Такие работы достаточно трудоемки и требуют тщательного подбора закачиваемого изолирующего состава.
Главное требование к технологии РИР – обеспечение закачки рабочих растворов изоляционного состава в скважину и их прокачивание в необходимый интервал. В настоящее время все изолирующие материалы для проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах по механизму действия можно разделить на 5 больших групп [1]:
1. отверждающиеся составы;
2. гелеобразующие составы;
3. пенные и эмульсионные составы;
4. осадкообразующие материалы;
5. комбинированные материалы.
Твердеющие (отверждающиеся) составы – наиболее обширная группа материалов для РИР. Составы готовят на основе неорганических веществ (различные цементы, силикатные растворы), органических веществ (синтетические смолы и кремнийорганические соединения) или их комбинаций (полимерцементные составы).
Успешность ремонтно-изоляционных работ на нефтяных и газовых скважинах зачастую зависит от качества используемых тампонажных материалов.
Поэтому к составам предъявляют ряд требований, в зависимости от условий и вида работ на скважине:
- высокая проникающая способность;
- хорошие реологические свойства;
- регулируемое время загустевания;
- устойчивость тампонажного камня к нагрузкам;
- отсутствие усадки и другие требования.
Более подробно стоит остановиться на проникающей способности тампонажных растворов в условиях пласта.
Проникающая способность тампонажных составов
Поровое пространство горных пород определяется химическим составом, гранулометрическим составом и формой частиц, слагающих породу и другими показателями [2].
По размеру пор все поровые каналы пластов можно разделить на:
1. сверхкапиллярные – размеры пор более 0,5 мм (> 5мкм);
2. капиллярные – размеры пор от 0,5 до 0,0002 мм (5–0,2 мкм);
3. субкапиллярные – размеры пор менее 0,0002 мм (< 0,2 мкм).
По крупным каналам и порам движение флюидов происходит свободно, а по капиллярным – под действием капиллярных сил. Породы с субкапиллярными каналами почти непроницаемы [2].
В терригенных коллекторах размеры пор изменяются в широком диапазоне – от 0,1 мкм (аргиллиты и алевролиты) до 500–1000 мкм (слабосцементированные песчаники). В среднепроницаемых терригенных коллекторах размер пор может достигать от 10–20 мкм до 100–150 мкм, а в слабопроницаемых коллекторах – от 1–2 мкм до 20–25 мкм [3].
Карбонатные коллекторы имеют кавернозное строение порового пространства. В основном емкость карбонатных коллекторов представляет собой отдельные крупные поры диаметром от 50 до 100 мкм и каверны свыше 1000 мкм, которые соединяются между собой более тонкими поровыми каналами диаметром от 1–2 до 20–50 мкм и микротрещинами раскрытостью от 1–2 до 20–40 мкм [4].
В терригенных коллекторах более однородный размер пор. Следовательно, фильтрационно-емкостные свойства в поровом объеме распределены достаточно равномерно.
В большинстве случаев в качестве материалов для РИР применяют составы на основе минеральных вяжущих. Такие системы представляют собой суспензии.
Очевидно, для более глубокого проникновения тампонажного состава в поры пласта его реагенты должны иметь наименьший диаметр цементных частиц.
Экспериментальная часть
В НОЦ «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в лаборатории технологических жидкостей для ремонта и бурения скважин исследуются составы на основе портландцемента, микроцемента и магнезиального цемента. Каждый вид характеризуется своим распределением размеров твердых частиц.
В 1977 году А. Абрамс в ходе экспериментов [5] предложил два критерия касательно добавления частиц в буровые растворы с целью создания слоя на горной породе, исключающего возможность фильтроваться раствору в породу:
1. Средний размер частиц твердой «кольматирующей» добавки должен быть равен или немного больше одной трети от среднего размера пор породы:
2. Концентрация кольматирующих твердых частиц должна быть не менее 5 процентов по объему от всех твердых частиц раствора.
Применив первый критерий к проникающей способности тампонажного раствора, получим новое правило. Чтобы частицы проникали в пористую горную, средний размер твердых частиц должен быть меньше одной трети среднего размера пор горной породы:
Из второго критерия условно можно сделать вывод, что частиц такого размера должно быть не более 5 % от общего объема твердых частиц раствора.
На рисунке 2 отображено распределение размеров частиц тампонажных материалов, измеренное с помощью лазерного дифракционного анализатора размеров частиц SALD 7101 фирмы Shimadzu (Япония).
Как видно из графика, у ПЦТ-1-50 95 % частиц имеет диаметр 40 мкм, у Микродура (Dyckerhoff Mikrodur) – 12 мкм, а у оксида магния – 3 мкм.
Таким образом, можно сделать вывод о возможности применения того или иного типа тампонажного материала (таблица 1).
