№ 1(17) 2019

Нефтяная провинция
№ 4(28) 2021  Часть 2
 

Применение полиэлектролитных реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов

Агзамов Ф.А., Токунова Э.Ф., Комлева С.Ф., Кабдушев А.А.

DOI: https://doi.org/10.25689/NP.2021.4.468-491

C.468-491

Скачать статью

Adobe_PDF_Icon.png

Аннотация

 

Для получения высокого качества крепления скважин необходимо регулирование основных свойств цементных растворов с помощью различных химических реагентов. Одним из наиболее интересных в этом отношении реагентов является полиэлектролит ВПК-402, относящийся к классу катионных полимеров.

Результат исследований ВПК-402 и опыт его применения при креплении скважин показали эффективность данного реагента. Недостатком данного реагента является то, что он выпускается только в жидком виде. Одним из аналогов ВПК-402 является порошкообразный полиэлектролит катионный (ПАК), выпускаемый под торговой маркой Праестол.

Показано, что при использовании реагента ПАК в концентрации 0,1% водоотдача раствора не превысила 50 см3/30 мин. Подвижность растворов, как из цемента ПЦТ1-50, так и цемента ПЦТ I-G, при добавке ПАК снижается, поэтому необходима добавка пластификаторов, лучшие результаты были получены с ReoTeck. Для ускорения растворимости ПАК в воде рассмотрена возможность его дополнительного диспергирования совместно с цементом в дезинтеграторе.

В статье приведены результаты изменения гидростатического давления цементного раствора на «газовый пласт», показавшие, что наибольший темп снижения гидростатического давления наблюдался у бездобавочных цементов, а растворы с полиэлектролитами (ВПК-402 и ПАК) дольше сохраняли давление на пласт и позволили исключить прорыв газа через цементный раствор, тогда как через растворы из бездобавочных цементов прорыв газа происходил через 15–45 мин. 

Механизм действия полиэлектролитов на цементные растворы состоит в том, что реагенты могут тормозить реакцию гидратации С3А в цементном растворе и препятствуют росту СНС раствора, которое вызывает падение гидростатического давления столба цементного раствора, способствуя газопрорыву.

Ключевые слова:

 

газопроявление, ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ), давление на пласт, структурирование цементного раствора, полиэлектролиты, газоблокаторы

Список литературы

 

  1. Синтетические полиэлектролиты отечественного производства – области применения, перспективы использования.  Даминев Р.Р., Асфандияров Р.Н., Фаткуллин Р.Н. и др. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. №6 http://ogbus.ru

  2. Шарипов А.У., Хафизова Э.Н. Полимерные добавки к тампонажным вяжущим. ЭИ ВНИИОЭНГ, сер. Бурение скважин на суше и на море. 1991, № 9, с 31-33

  3. Use of cement slurries with reduced fluid loss forwell cementing in Kazakhstan F.A. Agzamov, A.A. Kabdushev, S.F. Komleva, N.A. Bayutenov. Pollution Research Paper Vol. 35, Issue 4, 2016; Page No. (891-896): http://www.envirobiotechjournals.com/article_abstract.php?aid=7512&iid=223&jid=4

  4. Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей Комлева С.Ф., Измухамбетов Б.С., Кондрашев О.Ф., Ногаев Н.А. Учебник, изд. Монография, Уфа, 2008, под редакцией Агзамова Ф.А. 188 с.

  5. OFI Testing Equipment, Inc. Вискозиметр Модель 900, Руководство по эксплуатации. 2011. – 50с.

  6. ISO 10426-2: 2003, Petroleum and natural gas industries – Cements and materials for well cementing – Рart 2: Testing of well cements. 2003. –172 p.

  7. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные [Электронный ресурс]. – М.: Стандартинформ, 1998. – 10 с. – URL: http://download.beton.ru/cement/1581-96.pdf. 

  8. OFI Testing Equipment, Inc. Atmospheric Consistometer, Instruction Manual. 2013. – 12c.

  9. Агзамов Ф.А., Коток А.А., Ризванов Ш.З., Гатауллин А.М. Установка для моделирования газопроявлений в скважине в период ожидания затвердевания цемента Патент РФ на полезную модель № 173763, опубл. 11.09.2017 г., Бюл. № 26.

  10.  Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Умралиев Б.Т. Применение дезинтеграторной технологии при получении порошкообразных материалов для строительства скважин. СПб., Недра, 2007.-464 с.

  11.  Agzamov F.A., Konesev G.V., Hafizov A.R. Application of disintigratory technology for the modification of materials used in the construction of wells. Part I. Nanotehnologii v stroitel’stve = Nanotechnologies in Construction. 2017, Vol. 9, no. 2, pp. 119–137. DOI: dx.doi.org/10.15828/2075-8545-2017-9-2-119-137. (In Russian).

  12. Агзамов Ф.А., Давлетшин Р.Ф, Беляева А.В. Механизм действия пластификаторов в тампонажных растворах. Нефтегазовое дело, 2017, т. 15, № 2. С 8-13.

  13. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и буровых растворов. С-ПБ, Недра, 2011, 268 с

  14. Вовк В.И. Добавки на основе отечественных поликарбоксилатов// Технология бетонов. 2013. №3 с. 13-15.

  15. Газопроявления в скважинах и борьба сними / А.И. Булатов, В.И. Рябченко, И.А. Сибирко, Н.А. Сидоров. – М.: Недра, 1969. – С. 63 - 144.

  16. Булатов А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений // Газовая промышленность. - № 12. – С. 24 – 27.

  17. Мамаджанов У.Д., Халфин В.Е. Затрубные проявления газа // Нефтяное хозяйство. – 1963. - № 1. - С. 22-24.

  18. Исследование падения порового давления в цементных растворах/ Федоров В.Н., Аверьянов А.П., Котельников С.А., Дюсенгалиев М.А.// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, № 5 http://www.ogbus.ru

  19. Anthony R. Ingraffea. Fluid migration mechanisms due to faulty well design and/or construction: an overview and recent experiences in the Pennsilvania Marcellus Play. – 2012. – 10с.

  20. Art Bonett, Demos Pafitis. Getting to the root of gas migration. – Oilfield Review, 1986. – 14с.

  21. Ravi Rastogi, Suyan, K.M., Vinod Sharma, Dutta, S. Evaluation and identification of water sealant products as gas block additives for HPHT wells. Petrotech 2010. – 7с.

  22. Schlumberger. Gas Migration Control Engineering Suite. Gas migration control and tailored solutions. 2007. – 4с.

Сведения об авторах

 

Агзамов Фарит Акрамович, доктор технических наук, профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета

Россия, 450064, Уфа, ул. Космонавтов, 1

E-mail: faritag@yandex.ru

 

Токунова Эльвира Фаритовна, кандидат химических наук, доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета

Россия, 450064, Уфа, ул. Космонавтов, 1

E-mail: etokunova@yandex.ru

 

Комлева Светлана Фаритовна, кандидат технических наук, доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета

Россия, 450064, Уфа, ул. Космонавтов, 1

E-mail: svet1001@yandex.ru

 

Кабдушев Арман Арстангалиевич, доктор наук, доцент кафедры «Нефтегазовое дело», НАО «Таразский региональный университет имени М.Х. Дулати»

Республика Казахстан, 080012, Тараз, ул. Сулейменова, 7

E-mail: arman-kz@mail.ru

Для цитирования:

Агзамов Ф.А., Токунова Э.Ф., Комлева С.Ф., Кабдушев А.А. Применение полиэлектролитных реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов//Нефтяная провинция.-2021.-№4(28).-Часть 2.-С.468-491. DOI https://doi.org/10.25689/NP.2021.4.468-491

 
 
 
 
 

   © Агзамов Ф.А., Токунова Э.Ф., Комлева С.Ф., Кабдушев А.А., 2021
       Это статья в открытом доступе под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)