Водоотдача тампонажных растворов

Водоотдача тампонажных растворов

В первые часы после затворения цемента практически вся вода, за исключением 1-2 %, химически не связана с цементными частицами и удерживается в нем лишь силами поверхностного натяжения, а также за счет адсорбированного действия цемента по отношению к воде. Однако при отделении части воды из цементного раствора в последующем резко меняются условия формирования цементного камня, а вместе с тем и физико-механические свойства самого камня. При непрерывном удалении выделяющейся из цементного раствора воды, цементный камень получается, трещиноватым и пористым. При этом механическая прочность цементного камня в 3-4 раза меньше, чем прочность цементного камня твердевшего при нормальных условиях.

В местах отфильтровывания воды из цементного камня (раствора) образуются трещины, развитие которых в дальнейшем протекает в сторону расширения их по поперечному сечению и высоте столба.

Выделение воды: из раствора в период твердения цементного камня, как в пристенные слои, так и в верхние части, протекает в процессе гидратации и формирования твердого каркаса в этих частях. Это подтверждается наличием четко выраженных колец роста кристаллического каркаса в поперечном сечении цементного камня.

Вследствие потери значительного количества воды свойства цементного раствора существенно меняются. Схватывание цементного раствора и твердение камня происходит неравномерно. На отдельных участках интервала цементирования против проницаемых пород могут образовываться цементные мосты, которые приведут к серьезному нарушению равновесия давления, установившегося перед началом цементирования или даже в конце цементирования. Качество цементного камня по интервалам цементирования оказывается далеко неодинаковыми и существенно отличается от качества камня, который получают и исследуют в стандартных условиях. При отделении избыточной воды из цементного раствора вместе с фильтром происходит удаление гидроокиси кальция и некоторых других продуктов гидратации. Все это, естественно, не может не отразиться на физико-механических свойствах камня.

В ряде случаев высокая водоотдача тампонажных растворов ограничивает применение того или иного вяжущего материала. Водоотдача чистых (без добавок) цементных растворов зависит от природы цемента, его удельной поверхности, водоцементного отношения и т.д.

Способность тампонажного удерживать воду при наличии проницаемой среды и перепаде давления характеризуется скоростью водоотдачи. Скорость фильтрации в статических условиях определяется прибором ВМ-6 при давлении 0,1 МПа и комнатной температуре.

Низкая водоотдача позволяет:

— уменьшить загрязнение породы фильтратом раствора;

— регулировать время затвердевания раствора;

— предотвращать чрезмерную усадку (уменьшение в объеме) тампонажного камня при схватывании раствора, т.е. более полно заполнить затрубное пространство тампонажным материалом.

Для снижения водоотдачи тампонажных растворов вводят специальные добавки (КМЦ, Тилоза, Натросол, КССБ, CuSO₄ и др.)

Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов

Апаев, А. А. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов / А. А. Апаев, А. А. Кабдушев. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2018. — № 18 (204). — С. 39-42. — URL: https://moluch.ru/archive/204/50016/ (дата обращения: 26.10.2021).

В данной работе представлено краткое описание важности качественного процесса цементирования. Рассмотрен ряд реагентов, регулирующих фильтрацию цементного раствора.

Цементирование, бурение, водоотделение, цемент, реагент

При строительстве скважин один из основных этапов является крепление скважин. Данный этап состоит из спуска обсадной колонны и дальнейшего его цементирования. Это позволит избежать обрушения скважины, сохранить коллекторские свойства продуктивных пластов и формировать герметичный и долговечный изоляционный комплекс крепи скважин, надежно разобщающий флюидосодержащие пласты [1, c. 5].

Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважин, поэтому неудачи при его выполнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект, стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых площадей, появления «новых» залежей нефти и особенно газа в коллекторах, перетоков флюидов, грифонообразования, газопроявлений и т. д. Стоимость скважин, особенно глубоких, высока, а ущерб от некачественного их крепления, может быть еще большим. Процесс цементирования скважин — операция необратимая, ремонт и восстановление их связаны со значительными затратами средств и времени.

Широко распространенные в настоящее время технологии первичного вскрытия и разобщения пластов не во всех случаях обеспечивают необходимую сохранность их коллекторских свойств на этапах заканчивания скважин. Особенно эта проблема актуальна применительно к цементированию эксплуатационных колонн, когда загрязнение продуктивных пластов происходит фильтратом тампонажных растворов. Все это приводит к дополнительным затратам на восстановление проницаемости пластов и достижение потенциального дебита скважин, к снижению объема добываемой продукции [3, c. 7].

Наиболее перспективным направлением предупреждения загрязнения продуктивных пластов при их креплении является снижение водоотдачи тампонажных материалов.

Когда тампонажный раствор закачивается в скважину, перепад давления между раствором и пластом приводит к фильтрации. Жидкая фаза цементного раствора проникает в пласт, оставляя позади твердые частицы. В зависимости от относительной важности эрозионных сил во время течения жидкости и сил прилипания, вызванных фильтрацией, твердые частицы могут образовывать внешнюю фильтрационную корку на стенке скважины или остаются во взвешенном состоянии в цементном растворе. Небольшое количество твердых частиц может также проникнуть в более крупные поры пласта, создавая внутреннюю корку [1, c. 15].

Во время первичного цементирования, цементный раствор движется вдоль стенки скважины, и происходит динамический процесс фильтрации. В большинстве случаев, буровой раствор, буферная жидкость сталкиваются с пластом, прежде чем цементный раствор; таким образом, уже произошла некоторая фильтрация. Позже, когда закачка прекращается, происходит статический период фильтрации. Во время вторичного цементирования, процесс фильтрации в основном статический.

Недостаточное количество управления водоотдачи может быть ответственным за неудачи первичного цементирования вследствие чрезмерного увеличения вязкости в суспензии при закачке, закупоривание пор твердыми частицами, или ускоренное снижение давления во время ОЗЦ. Кроме того, проникновение фильтрата цемента в пласт может привести к повреждению и сокращению производства [1, c. 54]. С другой стороны, процесс водоотдачи может иметь некоторые положительные эффекты, такие как повышение прочности сцепления и увеличение давления гидроразрыва. Но они обычно не перевешивают недостатки.

На протяжении многих десятилетий применяется методика добавления специальных реагентов, регулирующих водоотдачу цементного раствора, и в промышленности уже давно признано, что они могут существенно улучшить качество как первичного, так и вторичного цементирования. Различные простые критерии фильтрации уже давно используются, чтобы обеспечить необходимый уровень управления водоотдачей, для достижения хороших результатов цементирования [2, c. 20].

Методика экспериментальных исследовании заключается в проведении опытов с тампонажными растворами с различными добавками, до достижения наименьшей водоотдачи.

Водоотдачу цементного раствора считают «низкой», если объем фильтрата, выделившегося за 30 мин, не превышает 50 см 3 , и «средней», когда за 30 мин выделяется фильтрата больше 50 и меньше 500 см 3 .

На практике, с достаточной точностью и относительно просто, водоотдачу можно оценивать по прибору ВМ-6, который предназначен для измерения показателя фильтрации (ПФ) глинистых растворов.

Условная водоотдача за 30 мин значительно превышает количество воды, содержащейся в испытуемой пробе цементного раствора. У обычных цементных растворов, приготовленных на основе стандартного тампонажного портландцемента, условная водоотдача находится обычно в пределах 300–500 см 3 за 30 мин.

В представленной работе были использованы портландцемент, а также такие добавки, как полиэлектролит ВПК-402 и полиакрилат PAG.

Полиэлектролит ВПК-402 выглядит как бесцветная или с желтым оттенком однородная жидкость без посторонних добавок и примесей, используется в роли коагулянта и диспергатора (для снижения вязкости дисперсных систем на водной основе с высокой концентрацией).

PAG — представляет собой белый или желтоватый сыпучий гранулированный порошок, обеспечивающий высокую эффективность образования флоккул в мелкодисперсной среде с отрицательно заряженными частицами.

Первоначально при проведении экспериментов по определению растекаемости и показателя фильтрации цементного раствора был использован тампонажный цемент ПЦТ — 1–50 и понизитель фильтрации ВПК — 402 при В/Ц=0,5. Результаты экспериментов показаны в таблице 1.

Значения растекаемости ипоказателя фильтрации ВПК— 402

Параметры

Концентрация ВПК— 402,%

ИЗУЧЕНИЕ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ МОДИФИЦИРОВАННЫХ ХЛОРИДАМИ МЕТАЛЛОВ

1 Бакалавр кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин», 2 бакалавр кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин», 3 магистр кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин», 4,5 бакалавр кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений», Уфимский государственный нефтяной технический университет

ИЗУЧЕНИЕ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ МОДИФИЦИРОВАННЫХ ХЛОРИДАМИ МЕТАЛЛОВ

Аннотация

В статье проводилось изучение свойств тампонажных растворов модифицированных хлоридами металлов. Поскольку конечной целью бурения скважин является создание долговечного и прочного изолированного канала, который связывает продуктивный пласт и дневную поверхность, то изучение свойств современных тампонажных растворов является актуальной темой, полностью не изученной до сегодняшнего дня. Стоит отметить, что при проводке скважин решающее значение имеют тампонажные материалы, которые используют для крепления стенок скважин и разобщение пластов. Основой использования тампонажных растворов для цементирования является их способность к структурообразованию и твердению. Требования к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин в основном определяются геолого-техническими особенностями их проводки, которые также были изучены в представленной статье.

Ключевые слова: тампонажный раствор, модификаторы, понизители водоотдачи, цементный камень, замедлители сроков схватывания.

Sattarov Sh.M. 1 , Baratov Sh.F. 2 , Khaidarov Sh.A. 3 , Abzalov A. A. 4 , Perlova A.S. 5

1 Bachelor of the Department of “Oil and Gas Wells Drilling”, 2 Bachelor of the Department of “Oil and Gas Wells Drilling”, 3 Master’s Degree Student of the Department of “Oil and Gas Wells Drilling”, 4,5 Bachelor of the Department of “Geology and Oil and Gas Field Exploration”, Ufa State Oil Technical University

STUDY OF THE PROPERTIES OF BACKFILL SOLUTIONS MODIFIED BY METAL CHLORIDE

Abstract

The following article discusses the properties of oil-well slurries modified with the help of metal chloride. As the ultimate goal of drilling wells is the creation of a durable and strong isolated channel that connects the productive layer and the day surface, the study of the properties of modern oil wells is a relevant topic that has not yet been fully explored. It should be noted that when drilling wells, cementing materials used for fixing the walls of wells and separation of beds are crucial. The basis for the use of cementing slurry is their ability to structure and harden. Requirements for oil wells for cementing oil and gas wells are mainly determined by the geological and technical features of their wiring, which were also studied in the presented article.

Keywords: cementing slurry, modifiers, fluid loss reducers, cement stone, retarders of setting time.

Важное значение тампонажных растворов при подводке скважины обуславливается тем, что от их возможности функционирования в различных технических ситуациях зависят эксплуатационные свойства скважины, а также ход буровых работ. Ввиду этого, целесообразность затрат на изучение физико-химических свойств тампонажных систем очевидна. Одним из способов управления свойствами тампонажных материалов является введение модифицирующих добавок. Такие добавки стали предметом исследования ряда научных работ [6, С.30], [9, С. 25-31], [10, С. 215]. К ним относят пластифицирующие добавки, понизители фильтрации, расширяющие добавки, исключающие усадку цементного камня. К числу новых материалов с заданными свойствами относят и комплекс-ионные – вещества, образующие прочные соединения с катионами поливалентных металлов. К более доступным добавкам относят соли металлов, каустическую соду и другие реагенты.

Разработка месторождений нередко сопровождается особыми геологическими условиями, в частности, месторождения Сибири, характеризующиеся низкими температурами пород, настаивают на поиске новых материалов со специфическими свойствами, позволяющими облегчить ведение буровых работ в осложненных условиях. Для разобщения продуктивных пластов в литературе описаны эффективные материалы на основе минеральных вяжущих веществ [7, С. 46–52], [8, С.62].

Тампонажная система представляет собой сложный дисперсный объект исследования. Данный раствор при низкой температуре остается в жидком состоянии до 10 часов и более, что приводит к большой усадке раствора (до 30 и более метров) и ухудшению качества сцепления цементного камня с колонной и стенкой скважины. Ускорители твердения в данном случае играют немаловажную роль, помогая повысить качество крепления верхних интервалов скважин. Однако, в условиях экспрессного затвердевания раствора существует риск того, что система не наберет нужную для работы прочность.

В ходе изучения свойств тампонажных растворов в качестве сырьевого материала был использован цементный раствор на основе ПЦТ I-50 при водно-цементном отношении, равном 0,5, в качестве базовых компонентов растворов выбраны следующие реагенты в различных концентрациях: хлорид натрия, хлорид кальция и хлорид железа (III). Согласно ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний» [3], [5, С. 369] выбранный материал отдельно и с вводимыми реагентами различных концентраций был рассмотрен по следующим показателям: растекаемость, плотность цементного теста, время загустевания, водоотделение, а также прочность цементного камня на изгиб и сцепление цементного кольца с наружной поверхностью.

На рис. 1 представлена зависимость растекаемости от концентрации вводимой добавки соли, из которого видно, что наилучший результат из представленных показывает добавка хлорида натрия. Растекаемость тампонажного раствора увеличивается с возрастанием количества хлорида натрия до 2%. В точке 230 мм график имеет максимум и при дальнейшем росте концентрации, растекаемость уменьшается вплоть до первоначального значения.

Рис. 1 – Зависимость концентрации соли от растекаемости

Важной задачей является снижение водоотделения цементов. После того как затворился цемент, в первые часы почти вся вода (за исключением 1-2%) является химически не связанной с цементными частицами, и в цементе удерживается только благодаря силе поверхностного натяжения, а также благодаря адсорбированному действию цемента по отношению к ней [5, с. 60]. Но, когда часть воды отделяется от цементного раствора, то очень быстро изменяются условия формирования цементного камня, а также это касается и физико-механических свойств и самого камня. Если непрерывно из цементного раствора удалять непрерывно выделяющуюся воду, то в цементном камне появятся трещины, и он будет пористым. Стоит также отметить такую особенность, что у цементного камня механическая прочность в 3-4 раза меньше прочности цементного камня, который затвердел при нормальных условиях. Из-за того, что он потерял большое количество воды, значительно изменяются свойства цементного раствора. Схватывается цементный раствор и твердеет камень неравномерно. Это, естественным образом, отражается и на физико-механических свойствах самого камня. На рис. 2 видно, что наиболее удовлетворительный результат с точки зрения водоотдачи показала добавка хлорида железа (III) в количестве 3% от массы цемента.

Рис. 2 – Водоотделение раствора в зависимости от концентрации добавки

Одна из важнейших характеристик тампонажных растворов – плотность. Поддержание заданной и равномерной плотности – одно из основных технологических требований [2, С. 429]. Колебания данного показателя свидетельствуют об изменениях его водоцементного отношения, что вызывает изменение других его свойств – прокачиваемости, загустевания, прочности и т. п. Слишком большие изменения плотности считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям. Уменьшение плотности утяжеленных тампонажных растворов по сравнению с заданной вызывает разжижение раствора, выпадение утяжелителя, выход из строя насосов, образование непродавливаемых пачек из выпавшего утяжелителя в обсадной колонне. Одним из методов получения раствора с плотностью выше нормальной является увеличение плотности жидкости затворения за счет добавок солей (рис. 3).

Введение хлорида кальция в количестве 3% повышает плотность цемента до 1,928 г/см 3 , хлорида натрия – до 1,919 г/см 3 , хлорида железа (III) – до 1,914 г/см 3 .

Рис. 3 – Зависимость плотности раствора от концентрации добавки

Известно, что хлорид натрия обеспечивает хорошее сцепление цементного камня с отложениями солей и набухающими глинами [4]. Добавка хлорида натрия в количестве 2% от массы цемента приводит к значительному повышению прочности раствора (рис. 4). Также происходит рост в показателях сцепления цементного кольца со стенками скважины.

Рис. 4 – Зависимость прочности и сцепления раствора от концентрации хлорида натрия

При твердении цементных растворов при пониженных температурах основной проблемой является снижение скорости твердения. Температура играет важную роль в процессе твердения. Снижение температуры ниже 5 о С существенно замедляет скорость твердения, а при температурах ниже 0 о С твердение может прекратиться из-за замерзания жидкости затворения [1, С. 245].

Применительно к креплению скважин в зонах многолетнемерзлых пород (ММП) это может привести к серьезным последствиям. В частности, в незатвердевшем цементном растворе, находящемся в затрубном пространстве скважины в неподвижном состоянии, могут происходить негативные процессы, основными из которых являются седиментация и водоотделение, нарушающие герметичность затрубного пространства.

Наиболее простой способ, препятствующий замерзанию жидкой фазы и ускорителей схватывания и твердения — это добавление в воду затворения солей. В то же время наличие значительных количеств хлоридов в цементном растворе может привести к коррозии обсадной колонны.

Сравнение времени загустевания тампонажного раствора с добавкой хлорида натрия в количестве 3% от массы цемента и без добавки показывает, что введение хлорида натрия приводит к значительному сокращению времени загустевания. Цементный раствор на основе ПЦТ I-50 при В/Ц, равном 0,5 при температуре 22 о С загустевает при перемешивании в атмосферном консистометре до консистенции 30 единиц по Бердену за 5 часов, в то время как тампонажный раствор затворенный на 3%-ном растворе NaCl достигает консистенции 30 единиц по Вердену за 3 часа 20 минут (рис. 5).

Рис. 5 – Кривая загустевания раствора с добавкой NaCl

Таким образом модификаторы хлориды натрия и кальция следует вводить в раствор при буровых работах, проводимых в условиях низких температур (условия мерзлоты) и при необходимости в увеличенной растекаемости раствора. Целесообразнее применять хлорид натрия в качестве модифицирующей добавки в концентрации 2% от массы цемента, хлорида кальция – в концентрации 3% от массы цемента. Именно в таких содержаниях данные добавки наиболее действенны для поставленных целей.

В случае необходимости увеличения времени загустевания, добавку хлорид натрия следует применять в количестве 3%, учитывая сопутствующие влияния соли на физико-химические свойства раствора.

Модификатор хлорид железа (III) по большей части не выделяется среди двух других солей по влиянию на тампонажный раствор, однако данный модификатор показывает удовлетворительные результаты в качестве понизителя водоотдачи.

Список литературы / References

1. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и промывочных растворов // Недра. – М., 2011. – С. 245.
2. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные растворы // Недра. – М., 1999. – С. 429.
3. ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний» [Электронный ресурс] URL: http://www.internet-law.ru/gosts/gost/8996/ (дата обращения: 09.07.2017).
4. Исследования и опыт применения тампонажных растворов с добавкой солей хлоридов при цементировании кондукторов на арланском месторождении РБ [Электронный ресурс] URL: http://novator-ufa.ru/publikacii/29-issledovanija-i-opyt.html (дата обращения: 09.07.2017)
5. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб. пособие для вузов // Нефтегазовый университет. – Тюмень, 2007. – С. 369.
6. Перейма А.А. О влиянии химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок / А.А. Перейма, Ю.С. Минченко, С.Г. Трусов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море – 2011. – №5. – 27 – С. 30.
7. Петров В.С. Регулирование свойств тампонажного раствора – камня с помощью добавок аминометиленфосфоновых комплексонов/ В.С. Петров // Нефтегазовое дело – 2012. – №6. – С. 46–52.
8. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных химреагентов /Мариампольский Н.А. и др. //Техника и технология бурения скважин: обз. инф. /ВНИИОЭНГ. М.:1988. С. 62.
9. Самакаев Р.Х., Дытюк Л.Т. Применение комплексонов в нефтяной промышленности. //Нефтяное хозяйство. – М., 1995. – С. 25-31.
10. Штэпа И.В. Обоснование и разработка технологии крепления стенок разведочных и технических скважин в сложных условиях методом струйной цементации: дис. канд. тех. наук : 25.00.14 : защищена 29.12.2015 / Штэпа Иван Владиславович. – М., 2002. – С. 215.

Список литературы на английском языке / References in English

Цемент тампонажный

Тампонажный цемент — это разновидность портландце­мента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.

Используется при разведочном и эксплуатационном бурении неф­тяных и газовых скважин, и при капитальном ремонте скважин (КРС) для цементи­рования нефтяных скважин, целью которого является изолиро­вание продуктивных нефтеносных слоев от водоносных, а также отделение нефтеносных слоев друг от друга при многопластовых залежах нефти.

Цементирование (там­понирование) — важная операция техпроцесса бурения; качество цементирования часто определяет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении — возможность правильной оцен­ки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении.

Замес и заливку раствора производя механическим способом, подача в скважину осуществляется насосной установкой.

Операция цементирования скважины:

— опускание в скважину ко­лонны обсадных стальных труб разного диаметра;

— заполнение образовавшегося кольцевого пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором.

Методы цементирования скважин:

— цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах,

— мно­гоступенчатая заливка и тд.

Многообразие методов связано с особенностями место­рождений, характером расположения про­дуктивных и водоносных слоев, структуры коллекторов и др.

Прямое цементирование — наиболее распространенный метод:

— колонну стальных труб опускают на рассчи­танную глубину и подвешивают;

— через колонну подается глинистый раствор для промывки сква­жин перед цементированием;

— спуск колонны после промывки на нижнюю пробку с цент­ральным отверстием, закрытие стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб;

— на опу­щенную пробку в колонну быстро накачивается с по­мощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опуска­ют верхнюю глухую пробку;

— на верхнюю проб­ку накачивается под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цементный раствор, заклю­ченный между нижней и верхней пробкой, движется вниз;

— когда нижняя пробка достигает заранее установ­ленного на обсадных трубах упорного кольца, повышается давление, и стекло нижней пробки раз­давливается;

— цементный раствор через образовавшее­ся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая находивший­ся в скважине после бурения глинистый раствор;

— когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления па манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанав­ливается.

— после проверки высоты подъема цементного раст­вора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 час ( реже 48 час) до полного затверде­вания цемента. Зазор между стенкой скважины и на­ружным диаметром обсадных труб, заполненный це­ментным раствором, составляет примерно 15-50 мм;

— по истечении установленного срока твердения це­ментного раствора обсадную колонну испытывают на герметичность путем «опрессовки», при этом допускает­ся снижение давления на 0,5 МПа за 30 мин;

— после окончания этих операций и приобретения цементом не­обходимой прочности вскрывают продуктивный нефте­носный слой путем дальнейшего пробуривания цемент­ного камня на забое, либо пробивают отверстия, по ко­торым в скважину поступает нефть. Это осуществляет­ся с помощью пороховых либо торпедных перфораторов через стенки труб и прилегающий к ним цементный ка­мень. В результате перфорации в цементном камне об­разуются отверстия, по которым в колонну поступает нефть после понижения уровня жидкости в скважине при давлении ниже пластового давления нефти.

Особенности процесса цементирования:

— глинистый раствор отрицательно влияет на твердение цемента при их смешивании, ког­да цементный раствор проходит в затрубное простран­ство.

— перфорация цементного камня в скважине также влияет на его прочность, снижая ее в зависимости от многих факторов, в тч от вида перфорации пулевой или торпедной.

— скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве при це­ментировании должна составлять не менее 1,5 м/сек, что способствует лучшей очистке сте­нок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца.

— нужно точно контролировать объемы цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в колонну, и изменение давления раствора. Экзотермия цемента способствует повышению этого давле­ния.

Условия службы тампонажного цемента в скважинах:

— осмотр и точное обследование состояния скважины невозможны, что затрудняет изуче­ние цемента в условиях службы;

— по мере углубления нефтяной скважины в ней повышаются температура и давление, что влияет на процесс цементи­рования и качество получаемого цементного камня. Повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных месторожде­ниях. При измерении тем­пературы в ряде скважин, значение геотер­мического градиента составило 16,5-18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем температура нефтяных пластов всегда ниже темпе­ратуры водоносных. В США на некоторых скважинах при глубине примерно 7 тыс м температура на забое до­ходила до 473 К при давлении 12,5 МПа.

— в скважине создается высокое давление в результа­те напора воды, газов, нефти, которое при повышенной температуре влияет на сроки схватывания цементного раствора и формирование цементного камня. Условия для твердения цемента в скважине сложные. Коллекторы имеют различную пори­стость, трещинноватость и кавернозность. Избы­точное давление, испытываемое пластом в результате гидростатического давления, создаваемого столбом промывочной жидкости, увеличивает естественные тре­щины в породе и может привести к уходу глинистого, а затем и цементного раствора при цементировании им скважины. При гидравли­ческом разрыве пласта (ГРП), переток пластовых вод с верхних па нижние водоносные горизонты — обычное явление. Бывают случаи обезвоживания цементного раствора из-за отсоса воды пористыми пластами породы.

Пластовые воды на многих месторождениях имеют высокую концентрацию солей.

Хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, сульфатно-сульфидные воды оказывают коррозионное воздействие на цементный камень, осо­бенно при повышенных температурах и давлении, когда возможна существенная водопроницаемость це­ментного кольца.

Еще более влияет на условия службы в газовых скважинах происходящая после окончания цементиро­вания диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны.

1 е опыты крепления обсадных труб для изоля­ции нефтяного пласта от водоносного путем цементиро­вания портландцементным раствором были выполнены в 1907-1908 гг и дали положительные результаты в сравнительно неглубоких скважинах.

Портландцемент того времени характеризовался сравнительно медленным схватыванием, низкой прочностью и грубым помолом, поэтому приходилось долго «выжидать», пока цемент­ный камень приобретет необходимую прочность.

Для ускорения процесса тверде­ния цемента использовался более тонкий помол цемента.

Важнейшие требованияе к качеству тампонажного цемента:

-цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем продавливания в затрубное пространство:

— раствор должен оставаться подвижным определенное время, пока идет цементирование. Это достигается при ВЩ — 0,4-0,5. В зависимости от температуры скважины дифференци­руются сроки схватывания цемента.

— тампонажный цемент должен характеризоваться необходимой прочностью в первые 2 суток тверде­ния. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепле­ние колонны в стволе скважины, необходимую ее устой­чивость при разбуривании и перфорации, эффективную изоляцию от проницаемых пород. Прочность должна составлять не ме­нее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффи­циенте запаса прочности в 2-5.

— вязкость цементного раствора, характеризующая его текучесть. Цемент дол­жен обеспечить получение раствора хорошей текучести и оставаться подвижным в течение времени, необходи­мого для его закачки и вытеснения в затрубное прост­ранство при температуре и давлении, соответствующих дайной глубине. После закачки в скважину цементный раствор должен в кратчайший срок приобретать соот­ветствующую прочность и сохранять ее .

— цементный камень должен быть стоек по отношению к агрессивным пластовым водам на глубоких горизон­тах и водонепроницаемым, чтобы защитить продуктив­ные нефтяные пласты от пластовых вод и обсадную ко­лонну от проникновения корродирующих жидкостей, со­держащих большое количество различных солей, а за­частую и сероводород. В начальный период твердения цементный камень должен быть достаточно пластич­ным, чтобы при перфорации скважин в нем не образо­вались трещины, и вместе с тем достаточно долговеч­ным в условиях, когда ему приходится противостоять воздействию не только агрессивных пластовых вод, но и высокой температуры и давления. Необходимо учиты­вать и водоотдачу, которая вполне возможна при нали­чии проницаемых пластов, отсасывающих часть воды из цементного раствора. Это заметно снижает водоцементиое отношение, что влияет на вязкость и сроки схватывания цемента. Кроме того, серьезное значение имеет газопроницаемость цементного камня, особенно в газовых скважинах.

Цемент 1 й разновидности не может удовлетво­рять всем требованиям, связанным с различными усло­виями его работы в скважинах, поэтому цементная промышленность выпускает 2 основных ис­ходных вида тампонажного цемента:

— цемент, пред­назначенный для цементирования «холодных» скважин до 40 о С(295К);

— цемент, пред­назначенный для цементирования «горячих» скважин свыше 40 о С(348 К).

Требования к цементам для «холодных» и «горячих» скважин высоки. Стандарт регламентирует же­сткие пределы для сроков схватывания: начало не ра­нее 2 ч для применения цементов в «холодных» скважи­нах и не ранее 1 ч 45 мин для «горячих» скважин.

Ко­нец схватывания после затворения должен наступать в цементе для «холодных» скважин не позднее 10 час и в цементе для «горячих» скважин — не позднее 5 час.

Это время необходимо для того, чтобы успеть закачать це­ментный раствор в скважину и продавить его на нуж­ную высоту в затрубное пространство.

Предел прочно­сти при изгибе призм 4X4X16 см из цементного теста с В/Ц=0,5 должен составлять через 2 суток — при холодных скважинах-2,7 МПа, при горячих через 1 сутки — 3,5 МПа. Цементное тесто должно обладать такой растекаемостью, при которой расплыв образца в виде конуса из этого теста был бы не менее 180 мм.

К тампонажным цементам предъявляются такие же требования в отношении допустимого содержания SO₃ и MgO, а также по тонкости помола и равномерности изменения объема, что и к портландцементу.

К клинке­ру цемента для «холодных» скважин при измельчении можно добавлять: гранулированный доменный шлак (не более 20%), активные минеральные добавки (не более 12% массы цемента) или инертные добавки (не более 10%)-кварцевый песок или кристаллический известняк, в тч должен содержать повышенное количество трехкальциевого алюмината 10 — 13%, алита — до 50% для обеспечения нужной скорости схватывания раствора и повышенного уровня прочности его на ранних сроках твердения, а также повышенное содержание трехкальциевого силиката 57 — 60% в сочетании с пониженным содержанием С_зА 4 — 7%, дози­ровка гипса повышенная 3-3,5% so₃, что обеспечивает требуемую скорость схватывания, высокую активность цемента на ранних сроках твердения.

Тампонажный цемент для «холодных» скважин изготавливают главным образом путем тонкого помола (до удельной поверхности 3000-3500 cм 2 / 1 г клинкера).

Качественный тампонажный цемент должен быть так тонко помелен, чтобы во время просеивания его через сито № 008 не меньше 25% веса пробы проходило.

В целях замедления схватывания тампонажный це­мент для «горячих» скважин должен быть преимущест­венно низкоалюминатным. Он предназначается для службы при температуре примерно 348 К — Выпускают­ся тампонажные цементы, которые содержат 3-4% С₃А н пригодны как для «холодных», так для «горячих» скважин. Однако эти стандартизованные цементы не всегда позволяют обеспечить качественное цементиро­вание нефтяных и газовых Скважин, пробуриваемых зачастую в разнообразных сложных условиях. Так, на­пример, часто в глубоких и сверхглубоких скважинах температура на забое бывает выше 348 К, доходит и до 473 К при давлении до 70 МПа.

В скважинах многих нефтяных районов пластовые воды оказывают на цемент сильное корродирующее действие, цементный раствор поглощается трещинова­тыми или дренированными пластами. Для цементирова­ния скважины в таких условиях необходимы цементные растворы с плотностью, превышающей плотность про­мывочного глинистого раствора.

В других случаях тре­буются, наоборот, цементные растворы с пониженной плотностью для того, чтобы поднять цементный раствор па большую высоту. Специфические условия создаются в газовых скважинах, в которых наблюдается прорыв газа через цементное кольцо и резьбовое соединение об­садной трубы п др.

Для службы в таких специфических условиях разработаны специальные виды тампонажных цементов, эффективность которых подтверждена на практике (ГОСТ 1581-96), но производство ограничено.