Badania przyczepności stwardniałych zaczynów cementowych do formacji skalnej po zastosowaniu różnych rodzajów płuczek wiertniczych i cieczy przemywających

• Autorzy: Łyczko Krzysztof , Wójtowicz Tomasz , Rzepka Marcin , Jasiński Bartłomiej

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2024.08.02

Warianty tytułu

EN

Tests of hardened cement slurries adhesion to rock formation after the use of various types of drilling muds and washier fluids

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule omówiono zagadnienia dotyczące przyczepności stwardniałych zaczynów cementowych do pobranych z piaskowca rdzeni skalnych, na których wytwarzany był osad z różnych rodzajów płuczek wiertniczych. Rdzenie z wytworzonym osadem przemywano następnie cieczą przemywającą oraz buforem. Przemyte próbki zalewano zaczynem cementowym, pozostawiając je do związania na okres 2 i 7 dni. W trakcie badań wykorzystywano specjalne stanowisko przeznaczone do wytwarzania osadów i przemywania próbek skalnych. Następnie za pomocą maszyny wytrzymałościowej wyznaczano wartość przyczepności zaczynu cementowego do skały. W badaniach laboratoryjnych stosowano płuczkę z PHPA (polimerowo-potasową) oraz płuczkę glikolową. Używano odpowiednio dobranych cieczy przemywających oraz buforu. W badaniach wykorzystywano cztery rodzaje zaczynów cementowych. Były to zaczyny zawierające nanokomponenty (nano-SiO2 oraz nano-Al2O3), zaczyn z dodatkiem lateksu oraz zaczyn konwencjonalny bez specjalnych dodatków. Spośród przebadanych cieczy przemywających najlepsze połączenie na kontakcie stwardniały zaczyn cementowy–skała piaskowcowa uzyskano po zastosowaniu wodnego roztworu niejonowego surfaktantu z grupy etoksylowanych alkoholi tłuszczowych. Komponenty zaczynów cementowych w postaci nanododatków i lateksu powodują polepszenie parametrów technologicznych zaczynu cementowego (w tym zwiększenie przyczepności do skały). Nanotlenek glinu i krzemu oraz lateks redukują również m.in. odstój wody, czyli tzw. wolną wodę, z zaczynów oraz obniżają filtrację, co ma szczególne znaczenie w przypadku cementowania otworów kierunkowych. Zdecydowana większość badanych próbek cechowała się bardzo wysoką przyczepnością kamienia cementowego do skały. Można to tłumaczyć prawidłowym dobraniem cieczy przemywającej i cieczy buforowej do konkretnego rodzaju płuczki, a następnie użyciem odpowiedniego zaczynu cementowego. Opracowane w ostatnich latach w INiG – PIB ciecze przemywające oraz zaczyny cementowe mogą być wykorzystane w krajowym przemyśle wiertniczym, co powinno przyczynić się do poprawy jakości wiązania zaczynu cementowego z rurą okładzinową i formacją skalną.

EN

This article presents the results of research on the force of adhesion between the hardened cement slurries and the rock cores, on which filter cake from various types of drilling muds was created. Sandstone cores with the filter cake were washed with washer fluids and spacer fluid. The washed samples were poured over with cement slurry, leaving them to set for 2 and 7 days. A test rig designed to produce filter cake and wash rock samples was used to perform the tests. Then the value of adhesion of the hardened cement slurry to the rock was determined using a testing machine. The laboratory tests used a polymer-potassium drilling mud (with PHPA) and a glycol drilling mud, as well as appropriately selected washing fluids and buffer. Four types of cement slurries were also used: slurries containing nanocomponents (nano-SiO2 and nano-Al2O3), slurry with latex, and conventional slurry without special additives. Of the washing fluids tested, the best bonding at the contact between hardened cement slurry and sandstone rock was obtained after using an aqueous solution of a non-ionic surfactant from the group of ethoxylated fatty alcohols. Cement slurry components in the form of nano-additives and latex result in improved technological parameters of cement slurry (including increased adhesion to rock). Aluminum and silicon nanoxide and latex also reduce, among other things, free water in slurry and filtration, which is particularly important in the cementing of directional boreholes. The vast majority of the samples tested were characterized by very high adhesion of the cement stone to the rock. This can be explained by the correct selection of the washer fluid and spacer fluid for a particular type of mud and then the use of a suitable cement slurry. Washer fluids and cement slurries developed at INiG – PIB can be used in the domestic drilling industry, which should help improve the quality of cement slurry bonding with the casing and rock formation.

Słowa kluczowe

PL

nanocement; zaczyn cementowy; kamień cementowy; przyczepność na kontakcie cement–skała

EN

nanocement; cement slurry; cement stone; cement-formation bonding

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2024
• Tom: R. 80, nr 8
• Strony: 480--487
• Opis fizyczny: Bibliogr. 35 poz., rys.

Twórcy

autor

Łyczko Krzysztof

• Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG w Warszawie, Orlen S.A.

autor

Wójtowicz Tomasz

• Exalo Drilling S.A., Grupa Orlen

autor

Rzepka Marcin

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Jasiński Bartłomiej

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Al-Awad M.N.J., 1997. A Laboratory Study of Factors Affecting Primary Cement Sheath Strength. Journal of King Saud University – Engineering Sciences, 9(1): 113–127. DOI: 10.1016/S1018-3639 (18)30670-6.
• Błaż S., 2013. Badania laboratoryjne nad opracowaniem składu płuczki wiertniczej do przewiercania formacji łupkowych. Nafta-Gaz, 69(2): 123–133.
• De La Roij R., Egyed C., Lips J.P., 2012. Nano-Engineered Oil Well Cement Improves Flexibility And Increases Compressive Strength: A Laboratory Study. Society of Petroleum Engineers.DOI: 10.2118/156501-MS.
• Dębińska E., 2015. Niekonwencjonalne zaczyny cementowe z dodatkiem nanokrzemionki. Nafta-Gaz, 71(5): 290–300.
• Dębińska E., 2016. Wpływ nanotlenków glinu i cynku na parametry świeżego i stwardniałego zaczynu cementowego. Nafta-Gaz,72(4): 251–261. DOI: 10.18668/NG.2016.04.04.
• Dębińska E., Rzepka M., 2016. Nanocząsteczki – nowa droga w kształtowaniu parametrów świeżych i stwardniałych zaczynów cementowych. Nafta-Gaz, 72(12): 1084–1091. DOI: 10.18668/NG.2016.12.11.
• Hadi H.A., Ameer H.A., 2017. Experimental Investigation of Nano Alumina and Nano Silica on Strength and Consistency of Oil Well Cement. Journal of Engineering, 23(12): 51–69.
• Ladva H.K.J., Craster B., Jones T.G.J., Goldsmith G., Scott D., 2005. The Cement-to-Formation Interface in Zonal Isolation. SPE Drilling & Completion, 20(3): 186–197. DOI: 10.2118/88016-PA.
• Li H., Xiao H., Yuan I., Ou J., 2004. Microstructure of Cement Mortar with Nano-Particles. Composites Part B: Engineering, 35(2): 185–189. DOI: 10.1016/S1359-8368(03)00052-0.
• Lv K., Zhong H., Ren G., Liu Y., 2014. Properties evaluation and application of organic amine inhibitor on the properties of drilling fluids. The Open Petroleum Engineering Journal, 7(1): 50–54. DOI: 10.2174/1874834101407010050.
• McMurry J., 2010. Chemia organiczna. Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa.
• Nazari A., Riahi S., 2011. Al2O3 nanoparticles in concrete and different curing media. Energy and Buildings, 43(6): 1480–1488. DOI: 10.1016/j.enbuild.2011.02.018.
• Nelson E., 2006. Well Cementing. 2nd Edition. Schlumberger.
• Patel A., Stamatakis E., Friedheim J.E., Davis E., 2001. Highly inhibitive water-based fluid system provides superior chemical stabilization of reactive shale formations. AADE-01-NC-HO-55.
• Patil R., Deshpande A., 2012. Use of Nanomaterials in Cementing Applications. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/155607-MS.
• PCC Exol. (dostęp: 25.04.2024).
• Radonjic M., Oyibo A., 2014. Experimental Evaluation of Wellbore Cement-Formation Shear Bond Strength in Presence of Drilling Fluid Contamination. 5th International Conference on Porous Media and Their Applications in Science, Engineering and Industry, Kona, Hawaii, USA.
• Rzepka M., Kędzierski M., 2022. Badania laboratoryjne przyczepności stwardniałych zaczynów cementowych z dodatkiem nanotlenku glinu do wybranych formacji skalnych. Nafta-Gaz, 78(1): 22–30. DOI: 10.18668/NG.2022.01.03.
• Santra A., Boul P.J., Pang X., 2012. Influence of Nanomaterials in Oilwell Cement Hydration and Mechanical Properties. SPE International Oilfield Nanotechnology Conference and Exhibition. DOI: 10.2118/156937-MS.
• Uliasz M., 2000. Wpływ polimerów kationowych na inhibitujące właściwości płuczek wiertniczych. Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa, 107: 1–66.
• Uliasz M., 2010. Wykorzystanie związków aminowych w technologii płuczek wiertniczych. Nafta-Gaz, 66(7): 577–585.
• Uliasz M., 2011. Wpływ polimerów z I-rzędowymi grupami aminowymi na właściwości inhibitacyjne płuczki wiertniczej. Nafta-Gaz, 67(1): 19–29.
• Uliasz M., 2012. Opracowanie płuczek wiertniczych o gęstości regulowanej solami organicznymi. Dokumentacja INiG. Archiwum Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, Kraków.
• Uliasz M., 2013. Określenie wpływu płuczek wiertniczych zawierających inhibitor polimerowy na jakość zacementowania kolumn rur okładzinowych. Dokumentacja INiG. Archiwum Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, Kraków.
• Uliasz M., Chudoba J., 2000. Sole potasowe źródłem jonów K+ w płuczkach inhibitowanych. X Konferencja Naukowo-Techniczna GEOPETROL. Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa nr, 110: 495–499.
• Uliasz M., Chudoba J., Herman Z., 2006. Płuczki wiertnicze z inhibitorami polimerowymi i ich oddziaływanie na przewiercane skały. Prace Instytutu Nafty i Gazu, 139: 1–172.
• Uliasz M., Herman Z., 2007. Wymagania i właściwości cieczy roboczych. Konferencja z okazji 20-lecia Instytutu Problemów Nafty i Gazu Rosyjskiej Akademii Nauk, Moskwa.
• Uliasz M., Zima G., Jasiński B., Szajna A., Witek E., 2018. Ocena wpływu poliwinyloaminy na inhibitujące właściwości płuczki wiertniczej. Nafta-Gaz, 74(9): 669–675. DOI: 10.18668/NG.2018.09.05.
• Xie G., Luo P., Deng M., Su J., Wang Z., Gong R., Xie J., Deng S., Duan Q., 2017. Investigation of the inhibition mechanism of the number of primary amine groups of alkylamines on the swelling of bentonite. Applied Clay Science, 136.
• Zhenhua L., Wang H., Shan H., Yang L., Miao W., 2005. Investigations on the preparation and mechanical properties of the nano-alumina meinforced cement composite. Materials Letters, 60(3): 356–359. DOI: 10.1016/j.matlet.2005.08.061.
• Zima G., Uliasz M., Błaż S., Jasiński B., Wiśniowski R., Wysocki S., 2017. Nowe rodzaje inhibitorów i ich wpływ na właściwości hydratacyjne skał ilasto-łupkowych. Nafta-Gaz, 73(1): 36–42. DOI: 10.18668/NG.2017.01.04.
• Akty prawne i dokumenty normatywne
• PN-EN ISO 10414-1:2012 Przemysł naftowy i gazowniczy – Badania polowe płynów wiertniczych – Część 1: Płyny na bazie wody.
• PN-EN ISO 10416:2010 Przemysł naftowy i gazowniczy – Płyny wiertnicze – Badania laboratoryjne.
• PN-EN ISO 10426-1:2009 Przemysł naftowy i gazowniczy – Cementy i materiały do cementowania otworów – Część 1: Specyfikacja.
• PN-EN ISO 10426-2:2003 Przemysł naftowy i gazowniczy – Cementy i materiały do cementowania otworów wiertniczych – Część 2: Badania cementów wiertniczych.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa nr POPUL/SP/0154/2024/02 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki II" - moduł: Popularyzacja nauki (2025).