خلاصه

بررسي تغييرات مقاومت فشاري سيمان چاههاي نفت و گاز تحت اثر تغييرات دما و فشار درون چاهي كامل 2 1 مجتبي لبيب زاده بهزاد ذهبي زاده 1 استاديار سازه گروه عمران دانشگاه شهيد چمران اهواز 2 كارشناس ارشد سازه هاي هيدروليكي labibzadeh_m@scu.ac.ir behzadzahabi@yahoo.com خلاصه امروزه توسعهي مقاومت فشاري اوليهي بالا يك مشخصهي كليدي براي عملكرد سيمانكاري چاههاي نفت و گاز است. مقاومت اوليه جهت تامين حفظ ساختار لولهي جداري و ايزولاسيون مكانيكي هيدروليكي فواصل درون چاهي مهم ميباشد. با توجه به اهميت اين موضوع در اين مقاله به تاثير تغييرات همزمان دما و فشار درونچاهي بر روي مقاومت فشاري سيمان چاه كلاس G برخلاف تحقيقات پيشين در اين زمينه كه شرايط تغيير دما در يك فشار ثابت را بررسي كردهاند پرداخته شده است. آزمايشات با استفاده از روش غير مخرب در مدت زمان 48 ساعت و تحت شرايط دما و فشار مختلف مطابق با چاهي واقعي در منطقهي خوزستان انجام گرفت سپس رفتار سيمان از لحاظ مقاومت فشاري در شرايط مختلف بررسي گرديد. كلمات كليدي: مقاومت فشاري سيمان چاه نفت دما و فشار درونچاهي 1. مقدمه از ميان كليه خدماتي كه در طول حفاري يك چاه نفت يا گاز به آن داده ميشود لولهگذاري و سيمانكاري را يقينا ميتوان مهمترين خدمات دانست. عمر چاه ميزان توليد و مدت بهرهدهي آن به مقدار وسيعي بستگي به درجهي موفقيت اين خدمات دارد. در عمليات لولهگذاري چاه لخت (Wellbore) به وسيلهي يك رشته لولهي فولادي مخصوص پوشيده شده و به دنبال آن در عمليات سيمانكاري فضاي حلقوي (Annulus) بين لولهي جداري و ديوارهي چاه از يك دوغاب سيمان با تركيبات معين پر ميگردد. دوغاب سيماني كه به اين ترتيب فضاي حلقوي پشت لولهها را پر ميكند با گذشت زمان (معمولا پس از چند ساعت يا چند روز) بسته شده و سخت ميگردد [1]. پوشش سيمان بايد بتواند در برابر فشارهاي ناشي از سازند شامل فشار منفذي سنگ و فشار شكست سازند (در مهندسي عمران از آن به عنوان تنش موثر ياد ميشود) كه برآيند آنها فشار درجا است و فشار هيدروستاتيك ناشي از سيالات حفاري درون لولهي جداري و همچنين بارهاي تناوبي ناشي از عمليات مختلف درون چاه شامل هيدراتاسيون سيمان توليد هيدروكربن تحريكات ناشي از عمليات ترميمي آزمايش يكپارچگي سيمان و لولهي جداري و غيره كه ميتوانند فشار و حرارتي را كه به پوشش سيمان بعد از قرار گيري در فضاي حلقوي وارد ميشود تغيير دهند مقاومت كند [2 4]. 3 به طور كلي دو نوع مقاومت فشاري براي سيمان چاههاي نفت و گاز تعريف ميشود. يكي مقاومت فشاري اوليه در زمانهاي ابتدايي پس از تهيهي دوغاب سيمان و قرارگيري آن درون چاه و ديگري مقاومت فشاري سيمان در درازمدت بعد از اتمام فرآيند هيدراتاسيون و در زمان بهرهبرداري از يك چاه و حتي سالها پس از اتمام بهرهبرداري از آن. توسعهي مقاومت فشاري اوليهي بالا يك مشخصهي كليدي براي عملكرد سيمانكاري چاه هاي نفت و گاز است. مقاومت اوليه جهت تامين حفظ ساختار لولهي جداري و ايزولاسيون مكانيكي هيدروليكي فواصل درونچاهي مهم ميباشد [5]. هنگامي كه دوغاب سيمان تهيه شده و به درون چاه پمپ ميشود مقاومت ژل استاتيك ناشي از فرآيند هيدراتاسيون اوليهي سيمان شروع به توسعه مي كند. در اين حالت دوغاب سيمان شروع به تغيير از سيال حقيقي به يك جسم جامد با مقاومت فشاري قابل اندازهگيري كرده و در حالي كه دوغاب سيمان مقاومت بدست ميآورد سيال فشار هيدروستاتيك را در حين فاز انتقال به مادهي جامد انتقال ميدهد. مقاومت ژل استاتيك كه به علت كاهش در حجم اتفاق ميافتد به كاهش در فشار منتهي ميشود. بنابراين فاز انتقال بسيار مهم است زيرا در اين شرايط ستون سيمان شروع به حمايت از خودش

كرده و بخش مهمي از فشار هيدروستاتيك را به منطقهي جريان انتقال نميدهد و بنابراين يك فاز انتقال طولاني زمان بيشتري را براي كاهش حجم اجازه داده و اين موضوع باعث تراوش گاز بيشتري به درون ستون سيمان ميشود. اين پديده كه باعث ناكارآمدي عمليات سيمانكاري شده و به مهاجرت گاز Migration) (Gas معروف است ميتواند با يك مقاومت ژل به اندازهي كافي بالا و ميزان كمتري در كاهش حجم سيال توسط كاهش در زمان فاز انتقال و به عبارت ديگر توسعهي سريعتر مقاومت فشاري سيمان جلوگيري شود [6 7]. عبارت ديگري كه در زمانهاي اوليه پس از سيمانكاري مهم است و بايد مورد توجه قرار گيرد زمان انتظار سيمان Cement) (Wait On است كه به عنوان زماني كه مقاومت فشاري در دوغاب شروع به توسعه ميكند درست بعد از زماني كه توسعهي مقاومت ژل استاتيك پايان ميپذيرد تعريف ميشود. به عبارت ديگر انتظار سيمان زماني است كه طول ميكشد تا سيمان به حداقل مقاومت فشاري قابل قبول طبق استاندارد API برابر با 500) psi) 3/45 MPa رسيده و بتواند در برابر ضربات ناشي از عمليات حفاري مراحل بعد مقاومت كند. تاخير در توسعهي مقاومت باعث از دست رفتن مقادير قابل توجهي از زمان مورد نياز جهت انتظار سيمان شده و در اين حالت عمليات حفاري متوقف گرديده تا زماني كه تخمين زده شود سيمان به اندازهي كافي سخت شده است كه عمليات ادامه يابد [5 8]. 6 علاوه بر مقاومت فشاري اوليه مقاومت فشاري سيمان در درازمدت نيز در برابر شرايط مواجه شده درون چاه مهم و ضروري است. سيمان سخت شده بايد بتواند لولههاي پوششي چاه را دربر گرفته و آنها را با سازند پيوند دهد. همچنين سيمان به ديوارهي چاه ثبات داده و لولههاي پوششي را در مقابل فشارهاي خارجي ناشي از طبقات زمين كه حتي ممكن است باعث درهم شكسته شدن لولهها گردد و نيز در مقابل الكتروليز و خوردگي ناشي از آبهاي خورندهي زيرزميني و هيدروكربنهاي ترش يا تماس مستقيم لولهها با چينهها محافظت كرده و از مهاجرت سيالهاي يك سازند به سازند ديگر و آلوده شدن ناخواستهي هيدروكربنهاي ارزشمند (يعني نفت و گاز) ممانعت به عمل ميآورد [1]. يك روش سه مرحلهاي براي كمك به متصديان جهت ساخت چاهي كه بتواند به صورت اقتصادي و بدون خطر هيدروكربنهاي مورد نياز را توليد كند وجود دارد [3 9]. مرحلهي اول آناليز مهندسي است. خروجي اين تحليل براي كمك به فراهم كردن خصوصيات بهينهي مورد نياز جهت پايداري پوشش سيمان در برابر عمليات درون چاه مورد استفاده قرار ميگيرد. مرحلهي دوم طراحي و آزمايش دوغاب سيمان است كه با هدف فراهم كردن سيستم سيماني كه بتواند با خصوصيات ارزيابي شدهي پوشش سيمان در مرحلهي اول مطابقت داشته و يا از آن خصوصيات فراتر رود انجام ميگيرد. مثالهايي از آزمايشاتي كه بايد بر روي پوشش سيمان در مرحلهي دوم انجام شود شامل مقاومت فشاري مقاومت كششي مقاومت خمشي مدول الاستيسيته ضريب پواسون و پارامترهاي شكلپذيري ميباشد. همچنين مقادير اندازه گيري شدهي آزمايشگاهي در مرحلهي دوم بخشي از متغيرهاي ورودي براي تحليل مهندسي است. و در نهايت براي كمك به دستيابي موثر ايزولاسيون منطقه مراحل اول و دوم بايد توسط مرحلهي سوم كه جايگزيني صحيح و موثر دوغاب سيمان و نظارت بر پوشش سيمان در طول مدت زمان عمر چاه ميباشد دنبال شود. در اين مقاله با توجه به اهميت توسعهي مقاومت فشاري اوليه و نقش آن در موفقيت يك عمليات سيمانكاري به بررسي رفتار سيمان از لحاظ مقاومت فشاري تحت تغييرات شرايط دما و فشار درون چاه در زمانهاي اوليه پس از انجام اين عمليات پرداخته شده است. هدف از انجام اين بررسي دستيافتن به منحني تغييرات مقاومت فشاري سيمان مورد استفاده در چاههاي نفت و گاز به منظور شبيهسازي رفتار سيمان درون چاه تحت اثر تغييرات دما و فشار و در نهايت بهبود كيفيت رفتار سيمان از طريق ايجاد و دسترسي به مقاومت فشاري سيمان مطلوب ميباشد. تفاوت اين تحقيق با مطالعات انجام شده در اين زمينه در گذشته اين است كه در تحقيق حاضر تاثير تغييرات همزمان دما و فشار مطابق با شرايط واقعي كه درون چاههاي نفت و گاز اتفاق ميافتد بر روي مقاومت فشاري سيمان بررسي شده حال آنكه در تحقيقات پيشين شرايط تغيير دما در يك فشار ثابت مورد توجه بوده است. در ادامه به مرور تحقيقات انجام شده در گذشته پرداخته شده است. 1.1 ادبيات موضوع بررسي خصوصيات مختلف سيمان با توجه به كاربرد و نقش آن درون چاه همواره توسط محققين مورد توجه بوده است. برخي تاثير آب و افزودنيها را بر روي خصوصيات سيمان مطالعه كردهاند. در سال 1989 Dahab و Omar با تهيهي دوغابهاي سيمان توليد شده در كشور عربستان سعودي با استفاده از آب دريا آب شيرين و آب مقطر متوجه شدند كه سيمان تهيه شده با آب دريا مقاومت بيشتري نسبت به دو نوع دوغاب ديگر در مدت زمان عمل آوري 2 1 و 3 روز از خود نشان ميدهد. همچنين بررسي آنها بر روي تاثير افزودنيهايي از قبيل كلريد كلسيم ليگنوسالفونيت و بنتونايت بر روي دوغاب سيمان نشان ميدهد كه در يك غلظت معين از هر كدام از اين افزودنيها با افزايش زمان عمل آوري مقاومت فشاري سيمان افزايش مييابد اما در يك زمان ثابت با افزايش غلظت هر كدام از اين افزايهها از مقاومت فشاري كاسته ميشود [10]. در سال 2007 Lecolier تاثير شرايط عمل آوري طولاني مدت سيمان در آب آبنمك و نفت خام را بر روي مقاومت فشاري سيمان مورد بررسي قرار داد. نتايج حاصل از نمونهي ظرف اول 2

(حاوي آب) نشان ميدهد كه در طي شش ماههي اول مقاومت مكانيكي تغيير قابل ملاحظهاي ندارد. اما بعد از يك سال مقاومت فشاري به آرامي شروع به كاهش ميكند. بعد از يك سال از عملآوري كاهش يكپارچگي خمير سيمان سخت شده در حدود 20 درصد است. نتايج حاصل از نمونهي درون ظرف دوم (حاوي آب نمك) كه در اين حالت سيال عملآوري هر ماه تجديد ميگشت نشان ميدهد در طي چهار ماههي اول مقاومت فشاري اراي ه شده مشابه حالتي است كه سيال عملآوري تغيير داده نشد. بعد از چهار ماه مقاومت فشاري شروع به كاهش شديد كرد. بعد از يك سال تغيير كاهش مقاومت فشاري 50 درصد بدست آمد. اما در حالت سوم بر خلاف آنچه كه در دو آزمايش قبل مشاهده شد مقاومت فشاري در طي زمان پايدار ميماند. اين موضوع ميتواند به دليل عدم حضور تركيبات اسيدي در نفت خام باشد [11]. در سال 1999 Noik و Rivereau چهار تركيب مختلف از سيمان كلاس G را در دماهاي 140 120 و 180 درجهي سانتيگراد (C ) مورد مقايسه قرار دادند. هدف آنها بررسي تاثير ماسهي سيليسي Sand) (Silica بر روي دوغاب سيمان بود. آزمايشات آنها در دماي 180 C نشان ميدهد كه مقادير مقاومت فشاري بدون حضور سيليس بسيار پايين بوده و با افزودن سيليس به دوغاب سيمان افزايش مييابد. همچنين فرمولاسيوني به نام پودر سيمان واكنش پذير Cement) (Reactive Powder اراي ه كردند كه آزمايشات بر روي آن نشان ميدهد اين تركيب در دماي 180 C داراي خصوصياتي كاملا پايدار با يك كاهش كوچك در مقاومت بوده است اما در دماهاي 120 C و 140 C مقاومت فشاري در دورههاي زماني بلند مدت افزايش مييابد [12]. مطالعهي ديگري در زمينهي تاثير افزودنيها در سال 2002 توسط Mirza بر روي خاكستر زغال سنگ Ash) (Fly انجام شده است. اين تحقيق نشان ميدهد استفاده از خاكستر زغال سنگ در دماي 20 C و فشار اتمسفر باعث كاهش در مقاومت فشاري 28 و 91 روزه در مقايسه با دوغاب مرجع در صورت يك مقدار متعادل در نسبت آب به سيمان شده اما هنگامي كه دوغاب به تكامل ميرسد اختلاف بين افزايش در مقاومت دوغاب مرجع و دوغاب خاكستر زغال سنگ كاهش مييابد [13]. گروه ديگري به بررسي خواص دوغابهاي سيمان سبك وزن جهت استفاده در مجاورت سازندهاي (Formations) ضعيف يا كم فشار و دوغابهاي سيمان سنگين وزن جهت استفاده در مجاورت سازندهاي پرفشار پرداختهاند. در سال 2005 Jennings تركيب سيمان با كرههاي سراميكي توخالي Spheres) (Hollow Ceramic را با وزن 1/14 گرم بر سانتيمتر مكعب (gr/cm3) در مدت يك سال و تحت دماي 149 C و فشار 20/7 مگاپاسكال (MPa) مورد بررسي قرار داد و متوجه شد كه نمونه اراي ه شده تنزل غير قابل قبولي در مقاومت فشاري دارد. بالاترين مقاومت فشاري ثبت شده در هفت روز 19/7 MPa بوده و بعد از يك سال عمل آوري به 3/7 MPa كاهش يافته است. اين تركيب در شرايط عملآوري مذكور در مدت 11/75 ماه به ميزان 81 درصد در مقاومت فشاري با افت مواجه شده است [14]. همچنين ALYami تركيب سبك وزن ديگري را از تركيب سيمان كلاس G سيليكات آلومينيوم سيليس بلورين Silica) (Crystalline كرههاي شيشهاي توخالي با اندازهي ميكرو (Hollow Glass MPa و فشار 66 C مورد آزمايش قرار داد. او ابتدا در سال 2007 اين تركيب را در شرايط دماي 1/12 و آب با وزن gr/cm3 Microspheres) 12/4 قرار داد در اين حالت مقاومت فشاري تا بيش از تقريبا يك ماه به طور پيوسته گسترش مييابد اما بعد از 2 تا 3 ماه هنگامي كه سيستم به تعادل ميرسد پايدار ميشود. مقاومت فشاري نهايي سيمان بعد از مدت زمان سه ماه عمل آوري در شرايط دما و فشار فوق 15/15 MPa اندازهگيري شده است [15]. سپس در سال 2008 اين تركيب را در دماي 127 C و فشار 20/68 MPa بررسي كرد. مقاومت فشاري نهايي اين تركيب در اين شرايط دما و فشار 9/94 MPa اندازهگيري شده است. اين مقدار به طور قابل ملاحظهاي از مقدار پيشنهادي 3/45 MPa كه طبق استاندارد انجمن نفت آمريكا (API) جهت نگه داشتن لولههاي جداري كافي است بيشتر ميباشد [16]. در همان سال 2008 Berg دوغاب سنگين وزن با عملكرد بالا (HDHPS) را در مقابل دوغابهاي سنگين شده با هماتيت كه به صورت متعارف استفاده ميشدند اراي ه كرد. او اعتقاد داشت اين سيستمهاي سيماني متعارف خيلي اوقات تمايل به نشست نشان ميدهند و اغلب رسيدن به مقاومت فشاري قابل قبول در سيمان گرفته شده با مشكل مواجه ميشود كه اين عامل ميتواند منجر به ايزولاسيون ضعيف منطقه و پتانسيل از دست دادن پايداري چاه شود. در مقابل دوغاب سنگين وزن با عملكرد بالا داراي خصوصيات دوغاب سيمان مايع بهينه و بعلاوه بهبود كيفيت سيمان گرفته شده بوده و مقاومت فشاري در اين دوغاب زودتر گسترش مييابد. علاوه بر اين در تمامي موارد مقاومت فشاري نهايي براي سيستم دوغاب سنگين وزن با عملكرد بالا به طور قابل ملاحظهاي بيشتر از سيستم هماتيت با چگالي مشابه ميباشد [17]. در شرايط دماي بالا رفتار فيزيكي و شيميايي سيمانهاي چاه به طور قابل ملاحظهاي تغيير ميكند. در سال 2000 و 2005 Rubiandini به ترتيب به همراه Buntoro و Suhascaryo استفاده از سيمانهاي قابل انبساط Cements) (Expanding را جهت بهبود درجهي تاثير آببندي (Sealing) سيمانكاري فضاي حلقوي بين لولهي جداري و سازند به عنوان راهحلي ممكن جهت رفع مشكلات موجود سيمانكاري در دماي بالا و چاههاي بسيار عميق مطرح كردند. آنها اكسيدهاي خالص كلسيم و منيزيم را به عنوان افزودنيهاي قابل انبساط مورد استفاده قرار دادند. نتايج حاصل از تحقيقات آنها نشان ميدهد كه غلظت 3 تا 5 درصد از اين افزايهها باعث افزايش قابل توجه در مقاومت ميشود [18 19]. در مطالعات ديگري رابطهي بين خصوصيات مختلف سيمان و مقاومت فشاري مطرح شده است. در سال 2000 و 2007 به ترتيب Di Lullo و Rae و همچنين Ravi مطالعاتي در اين زمينه بر روي سيمانهاي تحت بارهاي تناوبي ناشي از عمليات مختلف درون چاه (از جمله هيدراتاسيون سيمان توليد 3

هيدروكربن آزمايش يكپارچگي لولهي جداري و غيره) انجام دادند. نتيجهي اين تحقيقات نشان ميداد كه ممكن است مقاومت فشاري يا مقاومت نهايي اندازهگيري شده در برخي از سيستمهاي سيمان از تنش تسليم متناظر در آن نمونهها ناشي از بارهاي تناوبي بزرگتر باشد بنابراين هميشه مقاومت فشاري بالاي سيمان تامين كنندهي حفظ يكپارچگي پوشش سيمان نيست. بلكه سيمانهاي با مقاومت فشاري پايين انعطاف پذيري بيشتري نسبت به ساير انواع سيستمهاي سيماني داشته و جهت تحمل تنشهاي تناوبي مناسبتر ميباشند [3 5]. همچنين در سال 2006 Mueller و Eid مقاومت فشاري و كششي چهار نوع سيمان شامل: سيمان تيپ I استاندارد ASTM و سيمانهاي كلاس G A و H استاندارد API را مورد بررسي قرار داده و نتيجه گرفتند كه در طي دوره سخت شدگي اوليه گسترش مقاومت فشاري و مقاومت كششي به ميزانهاي مختلفي انجام ميشود. نتايج آزمايش نشان ميدهد اين دو مقاومت در شرايط اوليه پارامترهايي مجزا بوده و به طور مستقل گسترش مييابند [20]. 2. روش انجام تحقيق جهت انتخاب دما و فشار درون چاه براي اعمال به نمونههاي سيمان شرايط چاهي واقعي در منطقهي دارخوين واقع شده در 40 كيلومتري شمال شهر آبادان در امتداد ساحل غربي رودخانهي كارون مورد بررسي قرار گرفت. ملاحظه ميكنيد. تغييرات دما را نسبت به عمق در چاه مورد مطالعه در شكل 1 شكل 1 تغييرات دما و فشار در عمق چاه مورد مطالعه فشار درون بدنهي چاه و در سازند يك تابع متغير از عمق است (شكل 2 ) و بايد مورد توجه قرار گيرد. مقدار فشار هيدروستاتيك درون حفره ي چاه ميتواند به طور مستقيم از رابطهي (1) محاسبه شود. ( 1) در اين رابطه PHyd فشار هيدروستاتيك درون حفرهي چاه بر حسب پاسكال (Pa) γmud چگالي گل (سيال حفاري) بر حسب مكعب (Kg/m3) و TVD عمق كامل عمودي بر حسب متر (m) ميباشند. كيلوگرم بر متر شكل 2 شرايط اعمال فشار درون چاه 4

در مرز خارجي ما با دو نوع فشار شامل فشار منفذي سنگ Pressure) (Rock Pore و فشار سربار Pressure) (Overburden مواجه هستيم. برآيند اين دو فشار فشار درجا است Pressure) (Insitu كه به صورت افقي در امتداد بدنهي چاه وارد ميشود [2]. فشار در مرز خارجي همواره بايد با فشار هيدروستاتيك ناشي از سيالات حفاري در تعادل باشد. عدم تعادل بين دو فشار مذكور ميتواند منجر به فوران گاز از درون فضاي حلقوي بين لولهي جداري و سازند شده (در صورت بيشتر بودن فشار درجا از فشار هيدروستاتيك) و يا اينكه باعث خرد شدن سنگهاي اطراف و هرزروي سيال شود (در صورت بيشتر بودن فشار هيدروستاتيك از فشار درجا). از اين رو با توجه به معلوم بودن مقادير وزن گل در نقاط مختلف از عمق چاه مورد مطالعه مقادير فشار هيدروستاتيك با استفاده از رابطهي (1) محاسبه و نمونههاي سيمان در آزمايشگاه تحت همين فشار مطابق با شرايط واقعي درون چاه قرار داده شدند. تغييرات فشار نسبت به عمق نيز در (نمودار 1 ) آمده است. با توجه به (نمودار 1 ) شش نقطهي مختلف از شرايط دما و فشار درون چاه جهت عمل آوري نمونههاي سيمان انتخاب شد. به دليل تغيير شيب دما و فشار در هر حفره سعي شد نقاط واقع بر ابتدا و انتهاي هر حفره (نقاط ابتدا و انتهاي حفرههاي مياني مشترك ميباشند) كه معرف تغييرات دما و فشار درون آن حفره است انتخاب گردد. نقاط انتخابي به ترتيب بر روي سطح (دما و فشار محيط) دماهاي 121 Cو 82 C 68 C 38 C 149 C و فشارهاي متناظر MPa 2/8 MPa 17/2 MPa 51/7 MPa 41/4 و 51/7 MPa ميباشند. دليل مشابه بودن فشار در دو نقطهي آخر محدوديت افزايش فشار بيش از اين مقدار از لحاظ شرايط ايمني آزمايشگاهي است. 1.2 روش طرح دوغاب سيمان دوغاب طراحي شده تركيبي است از سيمان كلاس G افزودنيها و آب. بر طبق استاندارد انجمن نفت آمريكا هشت كلاس مختلف سيمان چاه به نامهاي G F E D C B A و H وجود دارد. هر كدام از اين كلاسهاي سيمان در يك عمق دما و فشار مشخص مورد استفاده قرار مي گيرند [8 21]. سيمانهاي كلاس G و H را در صنعت حفاري چاه نفت به عنوان سيمانهاي پايه Cement) (Basic ميشناسند زيرا هيچگونه افزودني به جز سولفات كلسيم يا آب و يا هر دو نبايد با كلينكر در حين ساخت سيمانهاي چاه كلاس G و H مخلوط شود. از اين رو با اضافه كردن افزودنيهايي از قبيل تسريع كنندهها (Accelerators) و كندكنندههاي (Retarders) مناسب ميتوان زمان بندش دوغاب آنها را تغيير داد و به اين ترتيب دامنهي كاربردشان را وسيعتر ساخت و از آنها در محدودهي عمق دما و فشارهاي بيشتري استفاده كرد [1 8]. فازهاي اصلي تشكبل دهندهي كلينكر سيمان كلاس G شامل 50 درصد تريكلسيم سيليكات (C3S) 30 درصد ديكلسيم سيليكات (C2S) 5 درصد تريكلسيم آلومينات (C3A) و 12 درصد تتراكلسيم آلومينوفريت (C4AF) ميباشد. افزودنيهاي مورد استفاده در تركيب سيمان با توجه به شرايط دما و فشار آزمايش كلريد كلسيم به عنوان تسريع كنندهي زمان بندش دوغاب سيمان در دما و فشار محيط و 013D به عنوان كندكنندهي زمان بندش دوغاب سيمان در دما و فشارهاي بالا انتخاب شدند [1]. با توجه به هدف از انجام تحقيق از افزودنيهايي استفاده شد كه تا حد ممكن كمترين اثر را بر روي مقاومت فشاري سيمان داشته در عين حال بتوانند از نظر خصوصيات ري ولوژيكي و زمان بندش شرايط نسبتا مناسبي را نزديك به شرايط دوغابهاي مورد استفاده در كارهاي اجرايي فراهم كنند. در دوغاب سيمان قرار گرفته در دما و فشار محيط از 1 درصد كلريد كلسيم به نسبت وزني سيمان استفاده شد. همچنين در دوغاب قرار گرفته در دماي 68 C و فشار 17/2 MPa از 0/1 درصد و در دوغابهاي سيمان قرار گرفته در دما و فشارهاي 82 C) و 121 C) (41/4 MPa و (51/7 MPa و (149 C و 51/7) MPa از 0/3 درصد كندكنندهي 013D به نسبت وزني سيمان استفاده شد. تحقيقات انجام شده در گذشته نشان ميدهد كه استفادهي متوسط از كندكنندهها كمترين تاثير را بر روي خصوصيات استاتيكي (يعني خصوصياتي كه تحت دماي استاتيك اندازهگيري ميشوند از قبيل مقاومت فشاري) سيمان دارد [6]. با توجه به اين موضوع و براي جلوگيري از اثر افزودنيها بر روي مقاومت فشاري سيمان جهت مشخص شدن اثر واقعي دما و فشار بر روي سيمان حداكثر مقدار استفاده از كندكننده در دوغاب سيمان دليل در دو آزمايش آخر زمان بندش از حالت واقعي تحت اين شرايط درون چاه كمتر بدست آمد. 0/3 درصد به نسبت وزني سيمان تعيين شد كه البته به همين همچنين وزن دوغاب سيمان ساخته شده در تمام آزمايشات بر روي 1/84 gr/cm3 كه در محدودهي چگالي دوغابهاي سيمان خالص (Neat) مي باشد (دوغابهاي سيمان خالص چگالي بين 1/79 gr/cm3 تا 1/92 gr/cm3 دارند) قرار داشت. لازم به ذكر است كه دوغابهاي با وزن كمتر از 1/79 gr/cm3 دوغابهاي سبكوزن و دوغابهاي با وزن بيش از 1/92 gr/cm3 دوغابهاي سنگينوزن ميباشند. همچنين نسبت آب به سيمان (Water Cement Ratio) WCR در تمام حالات برابر با 0/5 در نظر گرفته شد. 5

2.2 اندازهگيري مقاومت فشاري سيمان پيوسته به وسيلهي اندازهگيري در تغيير سيگنال صوتي تحليلگر فراصوتي سيمان Analyzer) (Ultrasonic Cement روشي غيرمخرب و را جهت تعيين مقاومت فشاري تحت شرايط دما و فشار شبيه سازي شدهي درون چاه بر اساس استاندارد API به عنوان تابعي از زمان فراهم ميكند [21 22]. اين دستگاه زمان تاخير ضربهي موج فراصوتي را درون نمونهي سيمان اندازهگيري كرده با استفاده از مجموعهاي از معادلات اين سرعت به مقاومت فشاري تك محوري تبديل شده و ثبت ميگردد. اساس اين روش به علت اين حقيقت است كه زمان انتقال موج فشاري Wave) (Compression فراصوتي چگالي مادهاي كه موج درون آن حركت ميكند و مقاومت فشاري ماده به هم وابسته هستند [6]. نمونهاي از اين دستگاه و بخشهاي مختلف آن را در (شكل 3 ) ملاحظه ميكنيد. ۶ شكل 3 بخشهاي مختلف دستگاه UCA با توجه به اهميت توسعهي مقاومت فشاري اوليهي بالا و همچنين به اين دليل كه بيش از 90 درصد مقاومت كل به طور نوعي در سيمانهاي چاه نفت در مدت زمان 48 ساعت توسعه مييابد [5] مقاومت نهايي در اين تحقيق در زمان عمل آوري 48 ساعت اندازهگيري ميشود. و البته اين زمان كمترين زمان پيشنهادي قبل از فرستادن ثبت كنندههاي اتصال Logs) (Bond جهت ارزيابي ايزولاسيون منطقه به درون چاه نيز ميباشد. 3.2 نتايج بدست آمده از UCA شكل 4 تغييرات مقاومت فشاري با افزايش دما و فشار در مدت زمان عمل آوري 24 ساعت شكل 5 تغييرات مقاومت فشاري با افزايش دما و فشار در مدت زمان عمل آوري 48 ساعت 6

به جهت اختصار در بخش اراي ه نتايج فقط به اراي ه تغييرات مقاومت فشاري نمونه هاي آزمايشگاهي در برابر تغييرات دما و فشار درون چاهي پس از زمانهاي عمل آوري 24 و 48 ساعت پرداخته شده است. 3. نتيجه گيري به طور كلي از جمع بندي نتايج بدست آمده از آزمايش مقاومت فشاري در شرايط دما و فشار مختلف درون چاه مورد مطالعه موارد زير را ميتوان بيان كرد: با افزايش دما و فشار توسعهي مقاومت فشاري اوليه و همچنين زمان رسيدن به مقاومت فشاري حداكثر در سيمان در زمان سريع تري اتفاق ميافتد. توسعهي سريع تر در مقاومت فشاري اوليه باعث كاهش در زمان فاز انتقال ميشود. اين موضوع ميتواند امكان مهاجرت گاز را به درون ستون سيمان كاهش دهد. در دماهاي بالاتر از 110 C به دليل تشكيل فاز αc2sh مقاومت فشاري سيمان سخت شده كاهش مييابد. اين مورد ميتواند با كاهش نسبت آهك به سيليس در تركيب سيمان برطرف شود. معمولا تغييرات رفتار مقاوت فشاري سيمان در محدودهي زماني 24 ساعت دوم اتفاق ميافتد. مقايسهي بين مقادير حداكثر مقاومت فشاري بدست آمده در هر آزمايش نشان ميدهد كه بيشترين مقدار مقاومت فشاري برابر با MPa 18/91 و مربوط به شرايط عملآوري در دما و فشار به ترتيب 82 C و 41/4 MPa ميباشد كه در زمان 44 ساعت و 35 دقيقه و 30 ثانيه اتفاق افتاده است. بيشترين مقدار مقاومت فشاري در زمان عمل آوري 12 ساعت مربوط به شرايط دماي 121 C و فشار 51/7 MPa بوده و مقداري برابر با MPa را دارا ميباشد. در همين زمان كمترين مقدار مقاومت فشاري برابر با 17/42 MPa 2/8 MPa است. 4/69 و مربوط به شرايط دماي 38 C و فشار بيشترين مقدار مقاومت فشاري در زمان عمل آوري 24 ساعت مربوط به شرايط دماي 82 C و فشار 41/4 MPa بوده و مقداري برابر با 17/97 MPa را دارا ميباشد. در اين زمان كمترين مقدار مقاومت فشاري با مقدار 4/96 MPa مربوط به شرايط دماي 149 C و فشار 51/7 MPa است. بيشترين مقدار مقاومت فشاري نهايي سيمان (در آزمايشات ما زمان 48 ساعت زمان نهايي است) برابر با 18/82 MPa و مربوط به شرايط عمل آوري در دماي 82 C و فشار 41/4 MPa ميباشد. همچنين كمترين مقدار مقاومت نهايي برابر با 4/59 MPa و مربوط به شرايط عمل آوري در دماي 149 C و فشار 51/7 MPa است. لزوما مقاومت فشاري بالاتر دليل بر مناسب بودن سيمان نيست. بلكه بايد با توجه به رفتار سيمان و شرايط دما و فشار درون چاه و همچنين تنشهاي وارده به آن طراحي مناسب سيمان به گونهاي كه خصوصيات مورد نياز را تامين كند انجام شود. 4. قدرداني در اينجا بايد از بخش آزمايشگاه سيمان شركت ملي حفاري ايران مركز اهواز كمال تقدير و تشكر بعمل آيد. 5. مراجع 1. اسدي ب. ( 1362 ) "اصول برنامه ريزي و عمليات سيمانكاري چاه نفت" چاپ اول چاپخانهي مركزي شركت نفت اهواز. 2. Abbaszadeh Shahri, M., (2005), Detecting and Modeling Cement Failure in High Pressure/High Temperature Wells, Using Finite Element Method, M.Sc. Thesis, A & M University, Texas, U.S.A. 3. Ravi, K., et al, (2007), A Comparative Study of Mechanical Properties of DensityReduced Cement Compositions, SPE Drilling & Completion, Vol. 22, No. 2, pp. 119126. 7

4. AlSuwaidi, A.S., et al, (2008), A New Cement Sealant System for LongTerm Zonal Isolation for Khuff Gas Wells in Abu Dhabi, Paper SPE 117116 Presented at the International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, U.A.E., 36. 5. Di Lullo, G., and Rae, Ph., (2000), Cements for Long Term Isolation Design Optimization by Computer Modelling and Prediction, Paper IADC/SPE 62745 Presented at the Asia Pacific Drilling Technology, Kuala Lumpur, Malaysia, 1113. 6. Pedam, S.K., (2007), Determining Strength Parameters of Oil Well Cement, M.Sc. Thesis, The University of Texas at Austin, U.S.A. 7. Johnstone, K., et al, (2008), Cementing Under Pressure in WellKill Operations: A Case History From The Eastern Mediterranean Sea, SPE Drilling & Completion, Vol. 23, No. 2, pp. 176183. 8. Nelson, E.B., (1999), Well Cementing, Schlumberger Educational Services, Sugar Land, Texas. 9. Reddy, B.R., et al, (2005), Cement Mechanical Property Measurements Under Wellbore Conditions, Paper SPE 95921 Presented at the Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, U.S.A., 912. 10. Dahab, A.S., and Omar, A.E.,(1989), Rheology and Stability of Saudi Cement for Oil Well Cementing, J. King Saud Univ., Vol. 1, Eng. Sci. (1,2), pp. 273286. 11. Lecolier, E., et al, (2007), Durability of Hardened Portland Cement Paste used for Oilwell Cementing, Oil & Gas Science and Technology, Rev. IFP, Vol. 62, No. 3, pp. 335345. 12. Noik, Ch., and Rivereau, A.,(1999), Oilwell Cement Durability, Paper SPE 56538 Presented at the Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 36. 13. Mirza, J., et al, (2002), Basic Rheological and Mechanical Properties of HighVolume Fly Ash Grouts, Construction and Building Materials, Vol.16, Issue 6, pp. 353363. 14. Jennings, S.S., (2005), LongTerm HighTemperature Laboratory Cement Data Aid in the Selection of Optimized Cements, Paper SPE 95816 Presented at the Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, U.S.A., 912. 15. AlYami, A.S., et al, (2007), LongTerm Evaluation of LowDensity Cement: Laboratory Studies and Field Application, Paper SPE 105340 Presented at the 15th Middle East Oil & Gas Show and Conference, Kingdom of Bahrain, 1114. 16. AlYami, A.S., NasrElDin, H.A., (2008), LongTerm Evaluation of LowDensity Cement, Based on Hollow Glass Microspheres, Aids in Providing Effective Zonal Isolation in HP/HT Wells: Laboratory Studies and Field Applications, Paper SPE 113138 Presented at the Western Regional and Pacific Section AAPG Joint Meeting, California, U.S.A., 31 March2. 17. Berg, S., et al, (2008), Cementing High Pressure Formations in The Kingdom of Saudi Arabia, Paper IADC/SPE 115198 Presented at the Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, 2527. 18. Buntoro, A., and Rubiandini R.S., (2000), The Effect of Neat Magnesium Oxide (MgO) as Expanding Additive on Cement Shear Bond Strength at High Temperature Up to 250 C, Proceeding World Geothermal Congress, Kyushu, Tohoku, Japan, 28 May10. 19. Suhascaryo, N., et al, (2005), The Effect of Expanding Additives to Improve Cement Isolation Strength to 250 C and 2000 psi Conditions, Proceedings World Geothermal Congress, Antalya, Turkey, 2429 April. 20. Mueller, D.T., and Eid, R.N., (2006), Characterization of EarlyTime Mechanical Behavior of Well Cements Employed in Surface Casing Operations, Paper IADC/SPE 98632 Presented at the Drilling Conference, Miami, Florida, U.S.A., 2123. 8