6.5.1. Общиеположения
При приготовлении тампонажных растворов рекомендуется использовать портландцементы отечественного производства. Тип вяжущего, а также реагенты, ре- гулирующие сроки схватывания и твердения тампонажного раствора, а также реаген- ты-регуляторы реологических и фильтрационных свойств подбираются индивидуально, в зависимости от конкретных горно-геологических условий.
При проверке качества материалов и подборе рецептуры необходимо использо- вать стандартное оборудование. Обязательна проверка сроков загустевания на конси- стометре КЦ-3 или КЦ-5. При проведении работ по креплению и ремонту скважины необходимо использовать оборудование, предусмотренное РД 39-00147001-767-2000
«Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин».
Необходимо учитывать, что предлагаемые композиции ориентированы на гори- зонты с ограниченным (< 6%) содержанием сероводорода. Также необходимо учесть, что технология крепления скважины в условиях агрессивных сред не может ограни- чиваться только модификацией тампонажного раствора, а должна включать в себя комплекс мероприятий, позволяющих обеспечить повышенную надёжность крепле- ния скважины.
6.5.2. Требования к промывочнымжидкостям
При бурении скважины, проведении геофизических исследований и подготовке к креплению в условиях сероводородной агрессии необходимо учитывать, что про- мывочная жидкость должна отвечать ряду требований:
1. Буровой раствор должен быть устойчив к сероводороднойагрессии;
2. Буровой раствор должен обеспечивать эффективную очистку стволаскважины;
3. Фильтрационная корка бурового раствора должна иметь минимальную вели- чину и легкосмываться.
|
|
Выполнение первого требования может быть обеспечено проведением ряда ме- роприятий перед вскрытием сероводородсодержащих горизонтов либо непосред- ственно в процессе вскрытия. На стадии проектирования необходимо предусмотреть применение реагентов, относительно устойчивых к сероводородной агрессии, исполь- зование поглотителей сероводорода и поддерживанием рН раствора на уровне не ме- нее 9 путём ввода дополнительного количества реагентов – регуляторов рН. Для постоянного контроля за уровнем рН в раствор добавляют оксиды кальция и магния. При невыполнении этих условий возможно резкое снижение рН раствора с образова- нием высоковязкой, практически непрокачиваемой пульпы. В некоторых случаях возможно образование отдельных сгустков высоковязкой массы с высокими адгези- онными свойствами, что может привести к прихвату инструмента. В любом случае невыдерживание параметров раствора может привести к осложнениям в процессе бу- рения скважины и сделает трудновыполнимым выполнение остальных требований.
Выполнение второго требования должно обеспечиваться, в первую очередь, путём регулирования реологических свойств раствора в комплексе с эффективной механической очисткой. Невыполнение данного требования может привести к нека- чественному цементированию, что, в свою очередь, может способствовать последу- ющему разрушению цементного камня на менее защищённом участке, развитию межколонных и заколонных перетоков и, в конечном итоге, к попаданию сероводоро- да в другие проницаемые пласты и (или) на поверхность.
|
|
Выполнение последнего требования должно быть обеспечено, в первую оче- редь, использованием соответствующих составов промывочных жидкостей. Невы- полнение данного требования может привести к некачественному цементированию и, кроме того, не позволит произвести блокировку продуктивного пласта в процессе це- ментирования.
В целом, при бурении в сероводородсодержащих горизонтах рекомендуется использовать промывочные жидкости с пониженным содержанием глинистой фазы. В качестве утяжелителей рекомендуется использовать железистые или свинцовые мате- риалы, позволяющие эффективно нейтрализовывать сероводород.
6.5.3. Требования к буфернымжидкостям
Применяемые при креплении скважины в условиях сероводородной агрессии буферные жидкости должны выполнять следующие функции:
1. Обеспечивать качественную очистку ствола скважины от бурового раствора и фильтрационнойкорки;
2. Производить блокировку поровых каналов для предотвращения поступления в скважину сероводорода и других агрессивныхфлюидов;
3. Не оказывать отрицательного влияния на свойства тампонажного раствора и цементногокамня.
В настоящее время отсутствуют технологии, позволяющие совместить все вы- шеперечисленные функции в составе одной буферной жидкости. Поэтому рекоменду- ется применять комплекс из нескольких буферных жидкостей, взаимно дополняющих друг друга.
В качестве жидкости, обеспечивающей очистку ствола скважины, рекоменду- ется применять буфер на основе реагента МБП-100 с расходом 250-300 кг реагента на 1 м3 раствора. Количество буферной жидкости должно обеспечивать заполнение не менее 100 м затрубного пространства. В случае невозможности применения предлага- емого состава возможно использование буфера на основе КМЦ либо другой буферной жидкости, обладающей смывающим эффектом и имеющей нейтральную или сла- бощелочную реакцию. Для увеличения смывающего эффекта возможно введение в состав буфера резиновой крошки, обеспечивающей лучшее удаление глинистой корки со стенок скважины.
|
|
В качестве буфера, блокирующего поровое пространство, рекомендуется исполь-зовать жидкое стекло (силикат натрия или калия), добавляя в товарном виде (50%-ный раствор). Механизм действия буфера основан на полимеризации реагента при контакте с кислой средой, то есть при проникновении раствора силиката натрия в поровое про- странство образуется кремниевая кислота с последующей полимеризацией (рН пласто- вых флюидов, содержащих сероводород, как правило, меньше 6) и кольматация поровых каналов нерастворимой поликремниевой кислотой. Всё это приводит к резкому сниже-нию проницаемости приствольной зоны проницаемого пласта и уменьшает количество сероводорода, вступающего в контакт с цементным камнем.
Помимо того, что уменьшается количество активного вещества, вступающего в контакт с цементным камнем, снижается также интенсивность эррозионного износа частично прокорродировавшего тампонажного раствора вследствие снижения коли- чества поступающей к скважине пластовой воды и, как следствие, замедлению вымы- вания растворимых веществ.
В случае, если нет возможности использования жидкого стекла, возможна за- мена его на 2,5-3,0%-ный раствор медного купороса (CuSO4). Возможно также введе- ние медного купороса той же концентрации в буровой раствор непосредственно в процессе бурения. Образующиеся при реакции с сероводородом сульфиды меди яв- ляются труднорастворимыми соединениями и способны создать достаточно прочный кольматационный барьер, препятствующий поступлению сероводорода.
Применение буферных жидкостей кольматационного типа предъявляет повы- шенные требования к качеству очистки ствола. В связи с этим применение смываю- щего буфера обязательно.
Третья порция буфера предназначается для разделения тампонажного раствора от кольматирующей среды. Использование этой порции разделительной жидкости обязательно, так как смешивание тампонажного раствора с жидким стеклом способно привести к повышению реологических свойств тампонажного раствора и ускорению схватывания последнего, что нежелательно. В качестве разделительного буфера воз- можно использование практически любой буферной жидкости, обладающих доста- точными структурно-реологическими свойствами и нейтральной либо щелочной реакцией. Возможно использование раствора на основе МБП-100 или на основе КМЦ. Объём порции должен составлять 3-6 м3.
6.5.4. Тампонажныекомпозиции
Тампонажные композиции, применяемые при креплении скважин в условиях сероводородной агрессии, должны, помимо общих для всех композиций, отвечать следующим условиям:
1. Обладать повышенной устойчивостью ксероводороду;
2. Иметь высокую прочность и низкую проницаемость цементногокамня.
Из тампонажных цементов, устойчивых к сероводородной агрессии, можно выде- лить: глинозёмистые, коррозионностойкие материалы облегчённые (ЦТОК) и утяжелён- ные (ЦТУК), шлако-песчаные смеси совместного помола (ШПЦС-200, УШЦ-200), а также полимерные композиции. Ограниченно устойчив к Н2S цемент типа ШПЦС-
120. В настоящее время в условиях сероводородной коррозии (менее 6% Н2S) исполь- зуют тампонажные портландцементы, устойчивые к сульфатной коррозии, марки G (ПЦТ I-G СС-1) и Н (ПЦТ I-Н СС-1), обладающие повышенными прочностными ха- рактеристиками.
Для повышения коррозионной стойкости цемента рекомендуются два основ- ных пути:
1. Снижение водоцементного отношения тампонажногораствора.
2. Введение в состав раствора реагентов – поглотителей сероводорода. Снижениеводоцементногоотношенияпозволяетповыситьпрочностьцемент-
ного камня, его седиментационную устойчивость. Также это позволяет снизить про- ницаемость камня и содержание в нём свободной воды. Рекомендуется использовать цементный раствор с водоцементным отношением не выше 0,4. При этом необходимо учитывать, что плотность такого раствора несколько выше, чем плотность растворов, применяемых в обычных условиях.
В качестве реагентов-поглотителей возможно использование любого поглоти- теля, применявшегося при бурении с концентрацией, равной применявшейся для об- работки бурового раствора. Однако, перед использованием реагента необходимо провести лабораторные исследования, так как некоторые поглотители, особенно на основе окислов металлов, могут изменять рН раствора (как правило, они обладают кислой реакцией). Кроме того, они могут несколько ослаблять структуру цементного камня. В зависимости от типа реагента, он может вводиться как в состав жидкости за- творения (водорастворимые реагенты), так и в состав сухого цемента через цемен- тосмесительную машину. Не рекомендуется использовать в качестве поглотителя сероводорода медный купорос, так как, входя в состав цемента, он может вызвать ускоренную коррозию обсадной колонны.
Помимо этого, рекомендуется вводить в тампонажный раствор реагент Т-66 (Т-80, Т-90) в качестве вспомогательного поглощающего реагента, пеногасителя и понизи- теля водоотдачи раствора. Количество Т-66 не должно превышать 5% от массы це- мента. Реагент вводится в состав жидкости затворения.
В связи с тем, что рекомендуемый тампонажный раствор имеет низкое водоце- ментное отношение, его реологические параметры значительно превосходят парамет- ры растворов, применяемых в неосложнённых условиях и имеющих, как правило, водоцементное отношение близкое к 0,5. Кроме того, низкое водоцементное отноше- ние обуславливает пониженные сроки загустевания и схватывания тампонажного рас- твора. Поэтому в составе раствора должны присутствовать реагенты-пластификаторы и реагенты – замедлители схватывания.
Не рекомендуется использовать в качестве пластификаторов реагенты, которые могут быстро разлагаться с последующим резким изменением реологических свойств тампонажного раствора в процессе продавки. Также не рекомендуется использование НТФ и других реагентов, дающих кислую реакцию. Эти требования относятся как к зарубежным, так и к отечественным реагентам.
В связи с вышеизложенным, в качестве пластификатора рекомендуется исполь- зовать КССБ (0,1-0,7%) либо ГКЖ-10 (ГКЖ-11) (0,1-0,5%). Данные реагенты дли- тельное время не теряют своих свойств даже в процессе разложения. Не рекомендуется использование ГКЖ при температурах свыше 75°С. При подборе ре- цептуры необходима предварительная проверка раствора в лабораторных условиях.
6.5.5. Особые требования к проведениюработ
При креплении скважин в условиях сероводородной агрессии с использовани- ем специальных композиций обязательно использование осреднительной ёмкости. В противном случае велика вероятность получения неоднородных смесей и, как след- ствие, снижение качества крепления.
В процессе приготовления буферных жидкостей на основе МБП-100, а также жидкостей на основе других реагентов с низкой скоростью растворения, необходимо подготавливать их заранее. При проведении работ в условиях низких температур необходимо производить подогрев ёмкостей.
При использовании пластификаторов с низкой скоростью растворения (КССБ и пр.) необходимо подготавливать их заранее в виде 20-30%-ного раствора и вводить в жидкость затворения непосредственно перед приготовлением раствора.
При проведении работ необходим непрерывный контроль за качеством тампо- нажного раствора.