Что важнее для цементного камня крепи скважины прочность на сжатие или прочность на изгиб
Обновлено: 04.07.2024
Тампонажные материалы для крепления обсадной колонны
Цементный камень высокой прочности в заколонном пространстве не всегда и в не полной мере соответствует особенностям работы крепи в условиях действия переменных термомеханических нагрузок и современным повышенным технологическим и экологическим требованиям.
Жесткое крепление обсадной колонны в скважине, основанное на получении высокопрочного цементного камня, приводит либо к разрушению цементного кольца, либо к слому обсадных труб при действии на крепь знакопеременных нагрузок (например, пуск или остановка высокотемпературных, геотермальных скважин, нагнетание пара в пласт и т.д.), превышающих физико-механические параметры цементного камня и усталостные прочностные характеристики обсадной колонны.
Цементное кольцо также подвержено растрескиванию и разрушению бурильным инструментом в процессе бурения и проведения СПО. Этот факт особенно ярко проявляется в сверхглубоком бурении, где выполняется значительное количество СПО в достаточно протяженных по длине обсадных колоннах.
Опасным для цементного кольца и крепи в целом являются проведение кумулятивной и пулевой перфорации, а также опрессовка обсадной колонны. При этом деформация цементного камня сопровождается образованием зазора между обсадной колонной и цементным кольцом, а также его растрескиванием.
В этой связи выбор типа тампонажного материала в технологии крепления скважин имеет важное значение.
Минеральные тампонажные материалы. Большинство из известных минеральных вяжущих веществ может быть использовано в качестве базовых тампонажных материалов. К важнейшим из них относятся: портландцемент; металлургические шлаки; кальциевосиликатные вяжущие вещества гидротермального твердения; магнезиальные вяжущие вещества; глиноземистый и гипсоглиноземистый цементы; гипсовые вяжущие вещества; вяжущие вещества на основе водорастворимых силикатов.
Наиболее распространённые минеральные тампонажные материалы на базе портландцементов, которые даже модифицированные облагораживающими добавками имеют определённый диапазон их эффективного использования.
Применение минеральных тампонажных материалов в ряде случаев ограничено из-за сложных горно-геологических или технологических условий. Причины этих ограничений являются следствием природных особенностей исходных минералов и технологии их обработки.
1. Минеральный тампонажный камень имеет относительно высокую водогазонефтепроницаемость, что может быть причиной потери герметичности всей крепи в целом.
2. Минеральные тампонажные материалы подвержены коррозионному воздействию со стороны пластовых флюидов.
3. Минеральный тампонажный камень теряет прочность под действием перепада температур, особенно в циклическом режиме.
4. Адгезия тампонажного камня к металлу колонн и горным породам незначительна, что благоприятствует прорыву пластовых флюидов по границе раздела «камень-колонна» и «камень-порода».
5. Твердение минеральных тампонажных материалов сопровождается усадкой, что приводит к возникновению зазоров, трещин и пустот.
6. Камень минеральных тампонажных растворов в определённых условиях интенсифицирует диффузионный и ионообменный массоперенос, что чаще всего приводит к его разрушению.
7. При достаточно высокой механической прочности камень из минерального тампонажного раствора характеризуется хрупкостью и низкой пластичностью. Он разрушается при воздействии на него ударных нагрузок (удары инструмента при спускоподъемных операциях, гидравлические удары, перфорационные работы и пр.).
Последствия некачественного тампонирования заколонного пространства скважин, а также ситуации, приводящие к разрушению цементного камня за колонной, влекут за собой осложнения, требующие ремонта, а в отдельных случаях и ликвидации скважин.
Тампонажные растворы на основе минеральных вяжущих обладают рядом особенностей, которые приходится учитывать при использовании их для тампонирования ствола.
• Минеральные растворы из-за высокой плотности базового минерального вяжущего (3000-4000 кг/м3) характеризуются высокой плотностью и, как следствие, невысокой седиментационной устойчивостью, что создаёт трудности поддержания однородности тампонажной суспензии в объёме.
• Сроки схватывания минеральных тампонажных растворов имеют ограниченный диапазон регулирования и, как правило, технологические свойства раствора и камня в результате этого регулирования ухудшаются.
• Водоцементные дисперсии обладают высокой вязкостью и пластической прочностью и их циркуляция связана с высокими гидродинамическими давлениями, что часто, с учётом высокой плотности, приводит к гидроразрывам пород и поглощениям.
• Фильтратоотдача тампонажных растворов очень высокая, что негативно сказывается и на самом тампонажном растворе (обезвоживание раствора и связанное с ним повышение давления при вытеснении раствора за обсадную колонну) и на ПЗП (увеличение ЗП).
• Минеральные тампонажные растворы и особенно их фильтраты активно реагируют с пластовыми флюидами.
• В процессе загустевания и начала твердения минеральных тампонажных растворов происходит снижение давления тампонажного раствора на стенки скважины, что провоцирует межпластовые перетоки, заколонные проявления и т. п.
Полимерные тампонажные материалы. Полимерные тампонажные материалы отличаются рядом достоинств - низкая вязкость исходных продуктов, устойчивость к воздействию агрессивных сред, высокая адгезия к металлу и породе и др.
Связующую основу полимерных тампонажных материалов составляют низкомолекулярные органические полимеробразующие составы и некоторые макромолекулярные соединения. В настоящее время известно много рецептур тампонажных материалов, в которых вяжущей основой являются полимеры и полимеробразующие составы. Чаще всего их используют при капитальном ремонте скважин. Ограниченное распространение полимерных материалов для крепления скважин вызвано их высокой стоимостью по сравнению с минеральными тампонажными цементами.
Выделяются следующие основные направления использования полимерных тампонажных материалов:
1) тампонирование заколонного пространства при наличии пластов, склонных к поглощениям и гидроразрыву;
2) тампонирование заколонного пространства скважин на месторождениях с малой толщиной разобщающих перемычек;
3) тампонирование заколонного пространства при наличии агрессивной среды;
4) предотвращение выноса песка из слабосцементированных коллекторов.
Выбор тампонажных материалов для первичного цементирования скважины
Высокая эффективность тампонажных работ может быть достигнута при условии учета комплекса факторов, включающего геолого-технические условия, физико-химические, технологические, технико-экономические и санитарно-гигиенические особенности.
Основанием для выбора тампонажного материала являются (рис. 4.35):
• плотность тампонажного раствора.
• температурный диапазон
• компонентный состав.
• тип вяжущего.
Цементы классов «А», «В» и «С» (по классификации АНИ) -это цементы тонкого помола, поэтому они при затвердевании требуют большего расхода воды и выход у них соответственно больше. Данные цементы схватываются быстрее, чем цементы «G» или «Н». Обычно цементы классов «А», «В» и «С» лучше использовать при низких температурах и в скважинах, где требуется применение цементных растворов низкой плотности (рис. 4.36).
Цементы марки G и марки «Н» - это цементы более грубого помола, требуют меньшего количества воды, и, следовательно, выход цементного раствора при их использовании меньше; схватываются данные виды цементов медленнее. В связи с этим цементы марки «G» и «Н» лучше подходят для использования в скважинах с высокими температурами.
При использовании различных добавок можно приготовить раствор, подходящий практически для любых условий. Тем не менее применение надлежащего типа цемента позволяет снизить количество необходимых добавок, а следовательно, и затраты.
Специальные типы тампонажных цементов
Цементные растворы, сбалансированные по гранулометрическому составу (тип CRETE), состоят из крупнодисперсных частиц, частиц среднего размера и тонкодисперсных частиц. Обычно тонкодисперсные частицы - это мелкодисперсный кремнезём. Частицы среднего размера - это портландцемент, а крупнодисперсные частицы - это шаровидные частицы добавок в зависимости от назначения цементного раствора (полые керамические шарики, полые стеклянные шарики, гранулы полимера с малой удельной массой для облегчённых цементов или твердые частицы с большой удельной массой для утяжелённых цементов) (рис. 4.37).
Преимущества цементов, сбалансированных по гранулометрическому составу: их плотность не влияет на реологию; оптимальное водоцементное соотношение; низкая проницаемость; быстрый набор и повышенная прочность на сжатие; повышенная механическая выносливость; высокая подвижность в период до начала схватывания; меньшая потребность в регулировании свойств. Процентное содержание каждого компонента подбирают таким образом, что достигается практически идеальная упаковка частиц, при которой значительно снижается количество воды, требуемой для затворения раствора, что, в свою очередь, увеличивает прочность затвердевшего цемента на сжатие и на растяжение. По сравнению с обычными системами в данной системе усадка цемента меньше благодаря минимизации содержания цемента
Наличие в системе гранул полимера придает затвердевшему цементу большую эластичность и способствуют уменьшению модуля упругости (модуля Юнга). По сравнению с обычными системами аналогичной плотности цементный камень из цементов, сбалансированных по гранулометрическому составу, долго сохраняет прочность в затрубном пространстве.
Тампонажные растворы пониженной плотности. Простейший вариант для уменьшения плотности - увеличение содержания воды и замена части цемента более лёгкими компонентами (глинопорошок, опока и др.), обеспечивающими седиментационную устойчивость раствора. Такие цементы при своей относительной дешевизне обладают рядом серьезных недостатков, в частности, они имеют низкую прочность и не всегда обеспечивают долговременное тампонирование скважины. Цементный растворы подобного состава имеют минимальный предел плотности, равный 1308 кг/м3.
Для снижения предела плотности до 1140 кг/м3 используются так называемые микросферы и пеноцементные растворы с применением азота.
Если необходимо прибегнуть к цементированию на равновесии давлений, то это достигается путем использования добавок с низкой плотностью или введением газа, обычно азота (пеноцементы). Обычно при проведении маломасштабных работ использование цементов, сбалансированных по гранулометрическому составу с микросферами, обходится дешевле. При значительных объемах работ экономически выгоднее использовать пеноцемент.
Пеноцементные системы обычно состоят из типового портланд-цемента, одного или более поверхностно-активных веществ (ПАВ) и азота (рис. 4.38).
Пеноцементные системы должны быть стабильными в течение всего времени закачки и затвердевания цементного раствора. Пористость цементного камня при этом высокая, но при правильном составлении рецептуры раствора можно достичь низкой проницаемости. Пузырьки пены снижают хрупкость цемента и уменьшают модуль упругости (модуль Юнга). Пеноцементы зарекомендовали себя как системы, хорошо вытесняющие буровой раствор. Пеноцемент содержит газовую фазу, которая снижает скорость падения давления в цементной колонне при затвердевании цемента, что также предотвращает миграцию газа. По сравнению с обычными цементными растворами такой же плотности пеноцементный раствор характеризуется более высокой прочностью на сжатие и на растяжение.
Пеноцемент можно приготовить с тиксотропными свойствами, что предотвратит всплытие газовых пузырьков и оседание частицы цемента. (Данная характеристика очень важна при работе в горизонтальных скважинах).
Успешность применения пенных систем зависит от ее свойств и условий применения. Основными параметрами пенных систем являются кратность и жизнестойкость (стабильность) пены. Кратностью пены называют отношение объема пены Vп к объему содержащейся в ней жидкости Vж. Под жизнестойкостью пены понимают ее способность сохранять неизенный объем во времени. Стабильность определяют отношением hp/hсх - высоты уровня пеноцементного раствора, залитого в измерительный сосуд (hp), к высоте после его схватывания (hчх). Пеноцементный раствор заданной плотности должен иметь 100%-ную стабильность.
Кратность и жизнестойкость пенной системы зависят от свойств, применяемых пенообразователей (ПАВ) и загустителей-полимеров. Наибольшее пенообразование достигается в определенном соотношении концентраций ПАВ и полимера. Причем для каждого вида ПАВа и полимера свое соотношение концентраций. Изменяя концентрации полимера и пенообразователя, можно подобрать состав пенных систем с жизнестойкостью 400 мин. и более, что вполне обеспечит процесс крепления или ремонта скважин (по данным И.Р. Василенко, А.В. Красовского и М.В. Чертенкова).
Основные преимущества пеноцемента:
• вспененный цемент обеспечивает более эффективное вытеснение бурового раствора, помогает предотвратить миграцию газа и повреждение продуктивного пласта;
• низкая плотность вспененного цемента (оптимальное содержание газа в пене от 20 до 35% - Halliburton 2004 г.);
• низкая прочность на сжатие компенсируется пластичностью после схватывания (пластичность камня из пеноцемента на порядок больше пластичности обычного цементного камня, что способствует хорошей устойчивости в процессе операций по гидроразрыву и гидравлических испытаний обсадной колонны, при которых для цементного камня более опасны растягивающие и касательные напряжения-Fleckenstein WW и др 2001 г.).
Однако эти преимущества пеноцемента удастся реализовать только при соблюдении оптимальных параметров системы и гидравлической программы от момента приготовления и закачки до продавки в заколонное пространство и в период ОЗЦ.
Сжимаемые цементные растворы могут сохранять поровое давление в цементе (в течение всего периода схватывания и твердения).
Тампонажные растворы, облегченные микросферами. Использование микросфер позволяет получить сверхлегкие тампонажные растворы плотностью до 900. 1200 кг/м3 при прочих удовлетворительных свойствах тампонажного раствора - цементного камня. Отдельные результаты исследований двух классов микросфер (натрийборсиликатных и алюмосиликатных) представлены в табл. 4.2.
Считается, что натрийборсиликатные микросферы отличаются от алюмосиликатных высокой прочностью оболочек микросфер. Однако, как показали испытания пробы натрийборсиликатных микросфер завода «Стекловолокно», они подвержены в большей степени «схлопыванию», чем алюмосиликатные микросферы.
Изменение плотности тампонажного раствора (соответственно давления) в зависимости от доли разрушившихся микросфер приведено в табл. 4.3.
Изменение плотности сопровождается повышением вязкости (консистенции) тампонажного раствора.
Совершенствование технологии производства позволило сделать микросферы сверхлегкими, одновременно обеспечив превосходное сопротивление раздавливанию, составляющее от 140 до 1270 кг/см2, стабильно контролируемого качества. [Стеклянные полые микросферы Scotchlite компании ЗМ].
Тампонажные растворы, облегченные микросферами, имеют следующие отличия в сравнении с цементами обычной плотности: более низкую плотность; низкую фильтрацию; нулевое водоотделение; прочность на изгиб не менее 1,5 МПа; регулируемые сроки схватывания; безусадочность цементного камня.
Несмотря на удорожание тампонажного материала, применение микросфер для облегчения цементного раствора дает возможность цементировать глубокие скважины в одну ступень, что упрощает технологию и при этом улучшает качество цементирования надпродуктивной части разреза скважин.
При одноступенчатом цементировании с применением сверхлегкого раствора плотностью 1300 кг/м3, при оптимальных показателях других физико-механических свойств раствора и камня репрессия на подошву продуктивного пласта глубиной 2500 м по вертикали при подъёме до устья не будет превышать 4,0 МПа - того значения репрессии, которое возникает по традиционной технологии цементирования скважины в две ступени.
Объём сверхлегкого тампонажного раствора в скважинных условиях Vp определяется по формуле:
Необходимый объем тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны определяется по формуле
где F - средняя площадь поперечного сечения ствола в интервале Цементирования, определяемая по данным профилеметрии, м2; d -средний наружный диаметр обсадной колонны в интервале цементирования, м; H - высота подъема тампонажного раствора, м; d0 -внутренний диаметр обсадных труб в зоне цементного стакана, м; h - высота цементного стакана, м.
Общая масса сухого тампонажного материала для приготовления требуемого объема тампонажного раствора
где Kц = 1,03+1,05 - коэффициент, учитывающий потери тампонажного материала при погрузочно-разгрузочных работах.
Расход сухого тампонажного материала на й м3 воды затворения (т)
Полный объем воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала (м3)
где Кв = 1,08/1,10 - коэффициент, учитывающий потери воды.
Количество химических реагентов (в л - для жидких и в кг -для сухих веществ), необходимое для обработки 1 м3 воды затворения, определяется по формуле
где а - содержание химических реагентов по отношению к массе сухого тампонажного материала (определяется лабораторными испытаниями), %.
Общее количество химических реагентов для обработки всего объема воды затворения
Необходимый объем продавочной жидкости (м3) определяется по формуле
Крепление скважин в криолитозоне. Разработка тампонажного камня с повышенными прочностными характеристиками
Породы вечной мерзлоты широко распространены во всем мире и составляют около 47% территории России. Большое внимание к изучению мерзлотных условий Западно-Сибирской низменности привлекли открытия на севере этого региона крупных газоконденсатных месторождений: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Харасавейское, Бованенковское и другие. Распределение температур в мерзлоте составляет -8÷0 0 С. На рис. 1 представлены основные газовые и газоконденсатные месторождения Западной Сибири и Арктического шельфа.
РИС. 1. Карта расположения основных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири и Арктического шельфа.
Присутствие мерзлых пород в геологическом разрезе скважин может вызвать серьезные проблемы, приводящие к таким осложнениям, как межколонные потоки, растепление мерзлых пород, ведущее к обратному промерзанию и смятию обсадных колонн, недоподъем цементного раствора до устья скважины, приустьевые обвалы и т.д. Одной из основных задач цементирования скважин в криолитозоне является создание достаточно герметичной и долговременной крепи путем разработки тампонажного состава с регулированием его теплофизических и технологических свойств.
В интервале мерзлых пород цемент в затрубном пространстве скважины формируется при одновременном воздействии отрицательной температуры - со стороны стенки скважины и положительной - со стороны обсадной колонны. Поэтому, одной из основных задач разработки тампонажных составов для цементирования скважин в интервале распространения мерзлых пород является обеспечение схватывания состава за короткое время до замерзания с быстрым темпом набора прочности, а также отсутствие усадки тампонажного камня, низкой пористости и проницаемости.
Одним из самых распространенных методов повышения прочности тампонажного камня является ввод в цементный раствор тонкомолотые минеральных добавок. Такие ультрадисперсные добавки активно учувствуют в процессе структурообразования цементного камня, уплотняя ее, путем заполнения пространства между частицами цемента.
Анализ теоретических исследований в области гидратационных процессов упрочнения минеральных вяжущих химического и морфологического состава минералов позволил рекомендовать микрокремнезем в качестве добавки к цементу, как компонент, повышающий прочность цементного камня. [1]
Большой интерес ученых, а также вопрос практической и экологической выгоды связан с возможностью использования наносиликата в различных отраслях промышленности, в том числе в строительстве. Производство кремния связано с образованием значительного количества пылевых отходов, которые характеризуются высоким уровнем SiO2 от 85 до 96%. Существующие газоочистные сооружения не могут обеспечить эффективную очистку отработанных газов и утилизацию наносиликата. Около 35 000 тонн мелкой пыли образуется ежегодно при производстве металлургического кремния в России. Из-за этого хранения на шламовых полях возникают значительные экономические потери, связанные, во-первых, со стоимостью хранения, а во-вторых, с упущенной выгодой от их промышленного и строительного использования. Утилизация и использование пылевых отходов производства кремния рекомендуется рассматривать как одно из важных направлений в экономике и повышении экологической безопасности прилегающих хранилищ.
В настоящее время известно, что микрокремнезем широко используется строительстве, для изготовления прочного бетона. Указывается, что 1 кг микрокремнезема обеспечивает такую же прочность, как 5 кг портландцемента. Кремниевая пыль в составе тампонажного раствора-камня улучшает такие характеристики, как прочность на сжатие и изгиб, адгезию, износостойкость, морозостойкость и химическая стойкость, а также значительно снижает проницаемость и пористость цементного камня. [2]
Микрокремнезем является высокоактивной пуццолановой добавкой к цементу с мелким гранулометрическим составом, который при взаимодействии с цементным раствором, создает условия для превращения хрупкого гидроксида кальция (образующегося при смешивании цементной смеси с водой и гидратирующим клинкерным материалом) в кристаллический силикат кальция. Микрочастицы заполняют пространство, которое выделяется водой. Соответственно, плотность композиции увеличивается, что, в свою очередь, также увеличивает ее прочность.
Для обеспечения безусадочной крепи скважины в состав вводятся расширяющие добавки. Исходя из трех известных видов расширения тампонажных растворов – оксидного, сульфоалюминатного и с добавление газовыделяющих компонентов, наиболее подходящим для условий крепления скважин является оксидный. Расширение, происходящее за счет оксидов кальция или магния, является максимальным при минимальной концентрации добавки.
В качестве расширяющегося материала вводится оксид кальция в количестве 5-7%. При введении добавки более 7% начинает снижаться прочность цементного камня на изгиб.
Для ускорения сроков схватывания, необходимых при цементировании скважин в мерзлых породах, в состав вводится 4% хлорида кальция. 4%-ый во дный раствор хлорида кальция обладает высокой скоростью тепловыделения в начале реакции гидратации при минимальном количестве выделяющегося тепла в целом. CaCl2 более чем 4% в составе может вызвать большее растепление мерзлых пород в следствие своей экзотермической реакции, а также коррозию металла. Тампонажные составы, затворяемые на таком рассоле, не замерзают при температурах до -10 0 С, при этом сохраняя подвижность раствора в пределах необходимого для продавливания в затрубное пространство времени.
Методика приготовления тампонажного раствора осуществляется следующим образом: оксид кальция, микросилика и портландцемент ПЦТ-1-50 смешиваются в сухом виде, а 4%-ый водный раствор хлорида кальция используется в качестве жидкости затворения с водоцементным отношением 0,5. Затем, в готовую смесь, для обеспечения необходимой прокачиваемости раствора, добавляется пластификатор.
В работе [3] исследуется тампонажный раствор с добавлением микрокремнезема, но без добавления пластифицирующих добавок и ускорителей сроков схватывания. Состав, содержащий свыше 5% микросилики обладает низкими показателями подвижности, поэтому для обеспечения необходимой прокачиваемости тампонажного раствора и достижения оптимальных сроков его твердения при низких скважинных температурах, путем сокращения количества свободны воды в составе, необходимо добавлять реагент-пластификатор. Задачи, которые выполняет пластифицирующая добавка в цементном растворе, это повышение растекаемости раствора и снижение его пластической вязкости. Проводятся опыты по определению вида вводимого пластификатора и его количества. Все растворы тестируются с содержанием в составе микрокремнезёма. Данные представлены на рис. 2-3.
РИС. 2. Зависимость растекаемости раствора от типа и количества вводимого пластификатора
Для дальнейших исследований добавка «Акремон» больше не использовалась из-за своей диспергирующей способности по карбонату кальция и невозможности проведения испытаний.
РИС. 3. Зависимость плотности раствора от типа и количества вводимого пластификатора
На основании полученных данных для дальнейших исследований был выбран полимер «Импирон». «Импирон» - воднополимерная система на основе аморфного линейного полимера поли-N-винилпирролидона (ООО «ОргполимерсинтезСПБ», Санкт-Петербург, Россия). Далее «Импирон» вводился в состав тампонажного раствора в количестве 0,2-1%, проводились опыты по определению сроков схватывания, растекаемости и прочностных характеристик. Увеличение содержание пластификаторв в составе цементной смеси более 1% еще в большей степени разжижает тампонажную суспензию, но не целесообразно с экономической точки зрения. Ниже представлена таблица 1, показывающая результаты проведения экспериментов по определению необходимого количества добавок (средний результат нескольких измерений).
Таблица 1. Результаты лабораторных исследований тампонажных растворов с добавление микросилики
Исходя из полученных данных, можно сделать вывод что оптимальное значение содержания микросилики находится в пределах 10-12%. При введении в состав раствора ультрадисперсной добавки свыше 15% происходит растрескивание образца. Поли-N- винилпирролидон рекомендуется добавлять в цементную композицию в количестве 0,5-0,7%. Поскольку разница в показателях растекамости и прочности на изгиб и на сжатие не значительна в сравнении с вводом 1% пластификатора, но при этом значительно ухудшаются сроки схватывания, не рекомендуется добавлять более 1% «Импирона». Также из таблицы можно увидеть, что такое содержание пластификатора и микросилики не влияют существенно на сроки схватывания при нормальной и отрицательной температурах.
Для камня без добавок кремнезема показатели прочности были значительно меньше, чем для камня с добавкой ультрадисперсного состава. Разработанный тампонажный состав способствует повышению качества крепи скважины за счет увеличения прочностных характеристик цементного камня (на 35-40%).
После проведения исследований на открытую, закрытую и общую пористость на приборе Sky Scan 1173 американской корпорации Bruker можно сделать вывод, что микросиликаты также влияют и на пористость тампонажного раствора-камня. Это обусловлено тем, что её микрочастицы имеют большую удельную поверхность и отличаются химической активностью, то есть могут выступать как добавки, ускоряющие реакцию гидратации, а также как нанонаполнитель, снижающего пористость. В следствие этого, следует отметить, что газопроницаемость цементного камня тоже снижается с 3,5 до 1,2 мД.
Мункхтувшин Д., Балабанов В.Б., Пуценко К.Н. Опыт применения добавок микро- и наносилики из отходов кремниевого производства в бетонных изделиях // Известия вузов. Инвестиции. Строительство. Недвижимость. – 2017. – Т. 7, № 3. – С. 107-115. DOI: 10.21285/2227-2917-2017-3-107-115
Бажин В.Ю., Двойников М.В., Глазьев М.В., Куншин А.А. Исследование свойств тампонажных растворов с добавкой отходов производства фтористого алюминия // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2020. – № 3(327). – С. 39-42.
Крепления глубоких скважин
Одним из наиболее перспективных объектов для исследования на севере Тюменской области сегодня является ачимовский нефтегазоносный комплекс. Возрос интерес и к юрским отложениям, в частности баженовской свите, аккумулирующей в себе по некоторым сведениям до 8 трлн. м3 газа и 174 млрд. тонн нефти, глубина залегания которых более 3000 м. Рост объемов глубинного бурения приводит к необходимости создания новых технических средств и материалов для обеспечения продолжительной безаварийной работы скважин в условиях высоких температур, давлений и гидромеханических нагрузок на забой и ствол скважин. Что сегодня предлагают ученые для решения этого вопроса?
Высокие термобарические условия обуславливают ряд требований к ее крепи (цементному камню): повышенная термоустойчивость, высокая прочность, отсутствие усадочных деформаций, низкая проницаемость при одновременно низкой стоимости тампонажных материалов.
Одним из решений проблемы создания термоустойчивого тампонажного материала и обеспечения цементирования обсадных колонн большой глубины в одну ступень является использование микросфер [1]. Использование алюмосиликатных, борсиликатных, микросфер позволяет получить облегченный тампонажный раствор, кроме того, наличие силикатов обеспечивает их участие в реакциях гидратации минералов портландцементного клинкера и снижения основности продуктов твердения, а следовательно, и повышения термоустойчивости формирующегося цементного камня. Однако в условиях высоких давлений, на больших глубинах, происходит схлопывание (разрушение) микросфер, что не позволяет значительно снижать плотность тампонажного раствора.
Так, при давлении в скважине от 10 до 40 МПа происходит разрушение и осаждение от 30 до 60% микросфер. При этом часть микросфер схлопывается с разрушением частиц, другая часть образует микротрещины на поверхности, через которые происходит заполнение микросфер жидкостью. С ростом давления сначала разрушаются крупные микросферы, затем среднего размера и так далее. В результате происходит уменьшение объема тампонажного раствора. Как следствие, возникают аварийные ситуации: недоподъем цементного раствора до устья скважины, усадка цементного камня, образование трещин и пустот, что приводит к опасному явлению – заколонным перетокам[2].
Также для крепления глубоких и сверхглубоких скважин широко используется кварцевый песок. Материал, хотя и характеризуется высокой реакционной способностью с продуктами гидратации портландцемента, однако ему присущи такие недостатки, как повышенная водоотдача, водоотделение и усадочные деформации тампонажного раствора. Высокие фильтрационные свойства раствора способствуют формированию проницаемого цементного камня, а усадка – возникновению негерметичности крепи в системе горная порода – цементный камень – обсадная колонна, что и является причиной заколонных перетоков и нефтегазоводо-проявлений.
Для придания высоких эксплуатационных характеристик цементному камню в условиях высоких температур и давлений в скважине предлагается использовать доменный шлак.
Например, замещение в тампонажном растворе части портландцемента доменным шлаком от 40 до 60% обеспечивает водонепроницаемость, отсутствие деформации цементного камня, а также способствует повышению сульфатостойкости и долговечности в условиях действия агрессивных сред, в том числе при высоких температурах и давлениях.
Характеристики доменного шлака, позволяющие рекомендовать его для использования в составе тампонажных композиций, используемых для креплений высокотемпературных скважин, следующие:
наличие стекловидной фазы, что приводит к уменьшению водопотребления тампонажной смеси, а в условиях повышенных температур увеличивает прочностные характеристики, формирующегося цементного камня;
высокая дисперсность позволяет кольматировать поры цементного камня, способствующим улучшению структуры снижению фильтрационных свойств;
замещение части портландцемента молотым шлаком способствует термостойкости цементного камня.
низкая водопотребность шлаков обуславливает высокую седиментационную устойчивость тампонажных растворов и их низкую водоотдачу.
Изложенное подтверждается результатами экспериментальных исследований, в частности при исследований свойств смесей ПЦТ-I-100 и доменного шлака (ООО «МечелМатериалы») в различных соотношениях: 100/0 (в качестве калибровочного раствора), 60/40, 50/50, 40/60, с водоцементным отношением 0,55.
На рисунке 1 представлены реологические параметры растворов, в зависимости от составов твердых смесей.
Рисунок 1. Реологические свойства тампонажных растворов
Бездобавочный тампонажный раствор, имеющий в своем составе только портландцемент, показал по результатам эксперимента, более высокие реологические характеристики, по сравнению с раствором с добавлением доменного шлака.
Низкие значения реологических параметров позволяют создавать турбулентный режим его течения за колонной, приводящий к более полному вытеснению бурового раствора и созданию монолитного цементного кольца и положительно влиять на работу насосов (рисунок 2).
Рисунок 2.Предельное статическое напряжение сдвига
Механические свойства образцов затвердевшего камня при температуре 100 о С в возрасте 30 суток представлены в таблице 2.
Таблица 2. Прочность цементного камня на сжатие и на изгиб
Для наглядности ниже представлены гистограммы, которые показывают, что добавление доменного шлака положительно сказывается на прочности цементного камня.
Рисунок 3. Прочность цементного камня на изгиб
Рисунок 4. Прочность цементного камня на сжатие
По данным рисунков 3, 4 можно сделать вывод, что с добавлением доменного шлака в тампонажный раствор, при повышенной температуре цементный камень становится существенно прочнее, так же замещение цемента доменным шлаком обеспечивает водонепроницаемость, низкую деформацию цементного камня, а также способствует сульфатостоикости, повышению долговечности в условиях действия агрессивных сред.[5]
Ниже на рисунке 5 представлена данные изменения прочности на сжатие цементного камня, сформированного при различных соотношениях шлак/ПЦТ и температуре 100 о С в возрасте 24 часа, 2, 3, 10, 30 суток нахождения в водяной бане.
Рисунок 5. Изменение прочности на сжатие цементного камня, сформированного при различных соотношениях шлак/ПЦТ и температуре 100 о С в возрасте 24 часа, 2,3, 10, 30 суток нахождения в водяной бане
На рисунке 6 видно, что цементный камень, сформированный из чистого тампонажного портландцемента, образует пористую, неоднородную структуру, что и обуславливает низкую прочность камня. Образцы с добавлением доменного шлака имеют значительно меньше пор, что подтверждается их повышенной прочностью.
В таблице 3 представлены сведения о результатах исследований рассмотренных типов тампонажных композиций, согласно ГОСТ, а в таблице 4 приведена ориентировочная их стоимость.
Таблица 3. Сравнительный анализ тампонажного раствора с различными добавками.
Можно отметить, что доменный шлак придает положительные характеристики цементному камню, с точки зрения экономии стоимость композиций портландцемента с доменным шлаком существенно ниже, чем с кварцевым песком и алюмосиликатными микросферами.
Таблица 4. Сопоставление стоимости сухих смесей для приготовления тампонажного раствора с различными добавками.
Из представленных результатов можно сделать выводы, что уже после трех суток нахождения в водной среде, при температуре 100 о С, цементный камень, сформированный из портландцемента и шлака в соотношении от 40:60 до 60:40, приобретает стабильную прочность, которая не изменяется и через 30 суток. Камень, сформированный из чистого портландцемента имеет меньшую прочность.
Рисунок 6 - Скол цементного камня с добавлением доменного шлака (слева направо составы ПЦТ/шлак 60/40, 50/50, 100/0 ) после 30 суток нахождения в водяной бане при температуре 100 о С.
Таким образом, результаты лабораторных исследований термостойкого тампонажного материала с добавкой доменного шлака позволяет считать:
возможность использования данного типа тампонажных составов с пропорциями ПЦТ-I-100 – доменный шлак 60/40, 50/50, 40/60 для цементирования глубоких скважин с высокой температурой.
тампонажный раствор стабилен, седиментационно устойчив, обеспечивает формирование цементного камня высокой прочности и низкой проницаемости в условиях высоких температур (80-120°С).
Введение в тампонажные растворы гранулированного доменного шлака позволит в условиях высоких температур обеспечить герметичность и долговечность сооружаемого объекта – крепи скважины.
Список литературы:
Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня.- учебн. пособие для вузов.- Тюмень Изд-во «Нефтегазовый университет». 2011. -331 с.
Аксенова Н.А., Рожкова О.В., Федоровская В.А. К вопросу крепления высокотемпературных скважин. //Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опты, инновации): материалы девятой научно-технической конференции. – Т.1 :ТюмГНГУ, 2014 – 44-49 стр.
Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. М.: «Недра», 1987. 190 с.
Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Умралиев Б.Т. Применение дезинтеграторной технологии при получении порошкообразных материалов для строительства скважин. СПб.:ООО «Недра», 2007. 464 с
Овчинников В.П., Лузан М.В., Пархомчук О.В.,Рожкова О.В., Федоровская В.А., Аксенова Н.А. Результаты исследования влияния шлака на термостойкость цементного камня //Бурение и нефть. – 10. 2015 – 14-16 стр.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Крепь скважины , состоящая из двух колонн диаметром 324 и 245 мм с группой прочности стали труб Е толщиной соответственно 9 5 и 10 мм, и цементным камнем между ними, выдержала большее давление чем сумма критических давлений обеих колонн. [3]
Крепь скважин большого диаметра должна обеспечивать сооружение скважин заданной конструкции, их эксплуатацию в определенном режиме и заданный промежуток времени, крепление скважин должно быть экономичным. [4]
Для крепи скважины опасна и пластическая деформация цементного кольца. [5]
Деформация крепи скважин происходит в основном в неустойчивых и обводненных породах, представленных по всему ее разрезу или в отдельных интервалах. [6]
Смятия крепи скважин произошли на глубинах соответственно 53 и 36 метров. [7]
Под крепью скважины подразумевают систему, включающую обсадую колонну и цементный камень в кольцевом пространстве. Под герметичностью подразумевают герметичность обсадных труб, резьбовых соединений, цементного камня и контактных поверхностей: обсадная колона - цементный камень, цементный камень - горная порода. Герметичность крепи может быть только относительной. Она зависит от режима работы скважины и горно-геологических условий. [8]
Несущей является крепь скважин , которые пробурены в устойчивых породах, воспринимающая только горное давление окру1 - жающих пород. Такая крепь испытывает значительные нагрузки, изготовляется из высокопрочных материалов: железобетонных колец, стальных труб. Устанавливается она одновременно с бурением, обычное некоторым отставанием башмака обсадной колонны от забоя. [9]
Под понятием крепь скважины подразумевается: обсадные трубы; резьбовые соединения; цементный камень; контакт цементного камня с обсадными трубами; контакт цементного камня со стенками скважины. К сожалению, до настоящего времени критерии значимости каждой составляющей крепи, их приоритетность друг относительно друга остаются достаточно размытыми. И все же одним из основных и трудноустранимых видов дефекта крепи скважин является негерметичность эксплуатационных колонн. [10]
Для устойчивости крепи скважины весьма важное значение имеет несущая способность окружающих ее горных пород, их способность сопротивляться перемещениям породной массы внутрь скважины. Смещение контактной поверхности и нагрузки на крепь органически связаны между собой. [11]
Результатом негерметичности крепи скважин являются межколонные давления, перетоки между пластами, приводящие к обводнению скважин, перетоки между пластами и дневной поверхностью, часто сопровождаемые возникновением грифонов. [12]
Способы защиты крепи скважины от тепловой нагрузки и снижения температурных напряжений должны определяться проектом. Применение теплоизолированных насосно-компрес-сорных труб ( НКТ) с пакеруюшим устройством, заполнение за-трубного пространства теплоизоляционным материалом и других способов зашиты крепи преследуют цель снижения температуры нагрева обсадных колонн и уменьшения тепловых потерь по стволу скважины в окружающие породы. [13]
Потеря герметичности крепи скважины является одной из основных причин, приводящих к выводу скважины из строя. По имеющимся литературным данным на многих нефтегазовых месторождениях до 50 % фонда скважин находятся в ожидании ремонта. Это приводит, помимо других отрицательных последствий, к значительному искажению проектной плотности сетки скважин и, как следствие, потерям извлекаемых запасов нефти. В свете проблемы хаотического выбытия скважин из эксплуатации представляет интерес решение вопроса о приоритетности назначения выбывающих скважин на ремонтно-восстановительные и изоляционные работы. Остро назрела необходимость системного контроля технического состояния скважин. [14]
Элемент же цементной крепи скважины в зоне цементирования может отсасывать воду из глинистой корки. При этом происходят уплотнение корки и набухание цементного камня. [15]
Читайте также: