image

Территория Нефтегаз № 9 2016

Бурение

01.09.2016 10:00 Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин
Герметичность крепи паронагнетательных скважин зависит от степени заполнения затрубного пространства тампонажным раствором, состояния цементного камня при механических воздействиях в процессе углубления скважины и знакопеременных температурных воздействиях при ее последующей эксплуатации. Повышение степени заполнения затрубного пространства за счет турбулизации потока цементного раствора возможно только при использовании пластифицирующих добавок. При этом необходимо сохранение фильтрационных характеристик тампонажного раствора. Для снижения вероятности поглощения обосновывается применение тампонажных растворов, обладающих кольматирующим эффектом за счет применения армирующей фибры и реагентов понизителей водоотдачи. Цементный камень должен иметь расширение 1,5–2,5 % в период от 1 до 3 суток для повышения герметичности контактных зон. После закачки теплоносителя основным требованием к цементному камню является его термостойкость. При этом цементный камень начинает твердение при низких температурах и лишь затем подвергается температурному воздействию, что существенно влияет на последовательность образования продуктов твердения и их последующее поведение. На первом этапе песок является инертным, поэтому прочность цементного камня должна обеспечиваться портландцементом. При твердении данного цемента будут образовываться продукты с высоким соотношением CaO/SiO2, которые после прогрева скважины начнут подвергаться термической коррозии. При этом очень важно избежать образования фазы -гидрата C2S, приводящей к наибольшему падению прочности. Для управления кинетикой фазообразования камня предлагается обеспечить схему одностадийного синтеза гидросиликатов кальция, минимизирующую образование фазы -гидрата C2S. При получении тампонажного материала для паронагнетательных скважин марки ЦТ ACTIVE II-160 KM ООО «Цементные Технологии» обеспечивает дезинтеграторную активацию и комплексную модификацию цементов. Дезинтеграторная обработка помимо увеличения удельной поверхности песка обеспечивает его механохимическую активацию. Результатом последней становится более дефектная структура материалов, обладающая повышенной химической активностью. Дефектность структуры подтверждена электронно-микроскопическими исследованиями, а повышение химической активности доказано результатами оценки скорости взаимодействия кремнезема с гидроксидом кальция. Фазовый состав продуктов твердения представлен кроме гидроксида кальция и кремнезема минералами С2SH2, C4AH13, СSH(B), C3ASxH(6–2x). Дезинтеграторная обработка цемента существенно улучшила структуру получаемого цементного камня. Комплексная модификация цементов позволила обеспечить кольматацию поглощающих пластов фиброй, повысить удароустойчивость и расширение камня, а также минимизировать время между окончанием цементирования и началом твердения. При проведении термоциклических испытаний не было обнаружено сбросов прочности цементного камня, характерных для термической коррозии. Тампонажным цементом ЦТ ACTIVE II-160 KM зацементированы обсадные колонны более чем на 135 скважинах, использовано 22,5 тыс. т цемента с хорошими результатами цементирования.
Ключевые слова: паронагнетательные скважины, тампонажные материалы, термостойкость, дезинтеграторная обработка, комплексная модификация.
Ссылка для цитирования: Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Мяжитов Р.С. Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 9. С. 26–33.
Открыть PDF


Основные требования к тампонажным материалам для цементирования паронагнетательных скважин вытекают из особенностей конструкции скважин и специфики добычи флюида, связанной с интенсивным высокотемпературным прогревом продуктивных пластов. Например, особенность Ашальчинского месторождения природных битумов заключается в незначительной глубине залегания битумизированных песчаников, представленных отложениями уфимского яруса на глубинах от 70 до 107 м. От устья до глубины 120 м залегают пласты рыхлых и слабосцементированных пород, присутствуют также зоны интенсивных поглощений, приводящих к потере циркуляции при проводке скважины и цементировании обсадных колонн. Бурение скважин начинается с зенитным углом 45°, с последующим набором угла до 90° [1, 2].

На герметичность крепи скважины наиболее серьезное влияние оказывают степень заполнения затрубного пространства тампонажным раствором и состояние цементного камня при знакопеременных температурных и механических воздействиях в процессе углубления скважины и ее последующей эксплуатации.

Image_016.gif Image_011.gif Image_015.gif

х300                                            х600                                            х1300

Рис. 1. Песок кварцевый без обработки
Fig. 1. Quartz sand without treatment


Естественно, существенная роль в повышении степени замещения принадлежит и применяемой оснастке обсадных колонн, и технологии цементирования, разработанным «ТатНИПИнефть», однако в данной статье рассматриваются только характеристики тампонажных материалов.

Общепризнано, что турбулизация потока тампонажного раствора обеспечивает лучшее замещение бурового раствора тампонажным [3, 4]. В то же время достижение турбулентного режима течения увеличением подачи насосов для скважин Ашальчинского месторождения становится неэффективным из-за роста гидродинамических давлений в затрубном пространстве в интервалах залегания поглощающих пластов. В связи с этим необходимо минимизировать реологические характеристики тампонажных растворов, повышая их растекаемость до 250–260 мм за счет пластифицирующих добавок. Повышение водоцементного отношения при этом нецелесообразно, поскольку важно сохранить минимальные фильтрационные характеристики тампонажного раствора (водоотдачу менее 50 см3/30 мин) и водоотделение. Последний показатель должен быть нулевым при измерении в наклонных цилиндрах.

Image_026.gif Image_023.gif Image_025.gif
х300                                           х600                                            х1300

Рис. 2. Песок кварцевый после дезинтеграторной обработки
Fig. 2. Quartz sand after disintegrator treatment


Увеличение объема тампонажного раствора на 30–50 % против расчетного, с «выбросом» излишнего раствора также повышает качество вытеснения бурового раствора тампонажным.

Снижение вероятности поглощений в процессе продавки цементных растворов и их подъем до устья возможны только при использовании тампонажных растворов, обладающих кольматирующим эффектом. Проведенные эксперименты и промысловый опыт показали, что хороший эффект достигался при оптимальном сочетании армирующей фибры и реагентов понизителей водоотдачи. В частности, при использовании армированных тампонажных цементов удалось исключить недоподъемы тампонажного раствора при цементировании.

Для создания надежного напряженного контакта на контактных зонах цементного камня последний должен иметь расширение 1,5–2,5 % в период от 1 до 3 сут, когда структура цементного камня уже набрала прочность, но еще и достаточно «эластичная». Повышение величины расширения и продолжительности периода расширения отрицательно сказывается на прочности и проницаемости получаемого камня за счет развития внутренних напряжений. Данные требования подробно обоснованы в работах [5–8].

Наличие армирующей добавки повышает эффективность работы расширяющих добавок за счет того, что ее кристаллизационное давление передается на продукты твердения и пространственное – на каркас, образованный фиброй. При этом одновременно повышается сопротивляемость камня динамическому разрушению [9].

При закачке теплоносителя крепь скважины будет подвергаться переменным растягивающим нагрузкам, поэтому армирование применяемых тампонажных составов для увеличения его сопротивляемости знакопеременным и ударным нагрузкам является необходимым [10–12].

Поскольку длина скважин по стволу на Ашальчинском месторождении редко превышает 500 м, процесс цементирования проходит в пределах 1 часа. Поэтому важно управление консистенцией раствора, которая должна достигать 30 Вс за 1,5–2,0 ч, а 70 Вс – не более чем за 2,5 ч. В этом плане эффективным является предварительное 30–60-минутное кондиционирование тампонажного раствора в осреднительных емкостях перед закачкой его в скважину.

Важно также, чтобы закачанный в затрубное пространство тампонажный раствор имел минимальное время до начала твердения, т. е. время начала схватывания раствора должно быть максимально коротким – 2,5–3,0 ч, а разница между началом и концом схватывания – 25–35 мин. Это позволит избежать негативных последствий, связанных с седиментацией и водоотделением в тампонажном растворе, находящемся в состоянии покоя [13].

После закачки теплоносителя основным требованием к цементному камню должна быть его термостойкость. При этом важно учитывать, что если в паронагнетательных скважинах цементный камень твердеет и долго находится при низких температурах, то в высокотемпературных скважинах цементный раствор сразу начинает твердение при высоких температурах. В последнем случае все компоненты тампонажного материала, активируясь температурой, начинают взаимодействовать между собой. Особенности твердения накладывают существенные отличия на последовательность образования продуктов твердения и их последующее поведение.

Наибольшей склонностью к термической коррозии обладают высокоосновные продукты твердения, в которых соотношение CaO/SiO2 ≥ 1,5 [5, 14, 15]. Поскольку в портландцементе CaO/SiO2 составляет 2,6–2,8 %, то продукты его твердения изначально являются термически не стойкими. Поэтому содержание 40–50 % молотого кремнезема является обязательным для всех высокотемпературных цементов.

В паронагнетательных скважинах, в отличие от высокотемпературных, на первом этапе твердения (при нормальных температурах и даже ниже нормальных) песок любой степени помола является инертным, т. е. балластом, а прочность цементного камня должна обеспечиваться портландцементом, который обязательно должен входить в состав тампонажного материала. Поэтому при твердении данного цемента будут образовываться продукты твердения с высоким соотношением CaO/SiO2. После прогрева крепи скважины ранее образовавшиеся соединения начнут подвергаться термической коррозии, а молотый песок может стать активным и принять участие в образовании новых термостойких продуктов твердения, имеющих соотношение CaO/SiO2 ≤ 1,5. Поэтому роль песка в составе цемента состоит в минимизации отрицательных последствий перекристаллизационных процессов, их компенсации за счет образования новых продуктов твердения. Однако при этом очень важно избежать образования фазы -гидрата C2S, приводящей к наибольшим сбросам прочности [5, 15–17]. Поэтому управление кинетикой фазообразования твердеющего камня является одной из наиболее важных задач.

Image_031.png

Рис. 3. Влияние дезинтеграторной обработки цемента на структуру пор получаемого камня (Т = 22 °С)

Fig. 3. Cement disintegrator treatment influence on the obtained stone pore structure (T = 22 ° C)

При высоких соотношениях CaO/SiO2 образованию термостабильных низкоосновных гидросиликатов кальция всегда предшествует появление высокоосновных, последовательно переходящих в другие, менее основные соединения, что непременно сопровождается снижением прочности камня. Поскольку цепь фазовых превращений является неизбежной, исключить их опасные последствия можно ускорением фазовых переходов, с тем чтобы они проходили в наиболее ранние сроки твердения, когда структура камня в меньшей степени реагирует на возникновение новой структуры.

Кремнеземистый компонент является труднорастворимым, и его растворение лимитируется межфазовым переходом твердого вещества в раствор, тогда как известь СаО легко растворима. Это означает, что песок, растворяясь, переходит в раствор, в котором всегда содержится известь. Взаимодействие между Са(ОН)2 и SiO2 идет непосредственно на поверхности кремнезема в условиях высоких концентраций Са(ОН)2 с образованием соединений, богатых известью, т. е. высокоосновных гидросиликатов кальция [16–17].

При наличии в системе свободного гидроксида кальция первоначально образовавшиеся гидросиликаты кальция типа С2SH2 по истечении времени их устойчивого существования начнут перекристаллизовываться в другую, богатую известью фазу С2SH(А). Двухосновные гидросиликаты С2SH(А) обладают слабой структурообразующей способностью, низкой удельной поверхностью и имеют малое число контактов срастания, потому переход системы в С2SH(А) сопровождается значительным сбросом прочности. Фаза С2SH(А) в дальнейшем может переходить в СSH(В) [17].

Фазовые переходы сопровождаются изменениями объема твердой фазы от ступени к ступени:

1_1.jpg  

где над стрелками показаны значения отношений объемов последующей фазы к объему предыдущей [16]. Из данной цепочки видно, что межфазовые переходы C2SH2 → С2SH(А) и тоберморит → ксонотлит сопровождаются значительным уменьшением объема твердой фазы, приводящим к возникновению внутренних напряжений в камне и увеличению его пористости при неизменном внешнем объеме камня. Кроме того, каждая последующая фаза, кроме СSH(В), представлена более крупными кристаллами с меньшим числом контактов срастания между собой. Рассмотренные фазовые переходы представляют собой результат термической коррозии, а эффекты, сопровождающие их, приводят к деструкции тампонажного камня.

Существует несколько путей образования термодинамически устойчивых гидросиликатных структур, состоящих из СSH(В): 

1) одностадийный: 

1_1_1.jpg 

2) двухстадийный:

1_1_3.jpg 

Чем больше стадий получения конечной фазы, тем ниже прочность камня. Однако, поскольку на начальной стадии твердения всегда будут образовываться высокоосновные гидросиликаты кальция С2SH2, часть гидросиликатов кальция типа СSH(В) может быть получена либо в одну, либо в две стадии. Поэтому следует стремиться к более быстрой смене лимитирующей стадии процесса гидратации для получения минимального количества гидратов СSH(В) по двухстадийной схеме. Исключение из цепочки превращений фазы С2SH(А), приводящей к знакопеременным изменениям объема твердой фазы камня и «расшатывающей» его структуру и к тому же обладающей низкой прочностью, позволяет улучшить физико-механические свойства камня [16, 18]. Следовательно, следует задать такие параметры твердеющей системы для конкретной температуры, чтобы она избежала перекристаллизации в С2SH(А).

В связи с этим задачу повышения термостойкости цемента можно формулировать как максимальное замедление скорости поступления СаО в раствор, для того чтобы ее количество в нем всегда было меньше количества SiO2.

Замедлить скорость поступления Ca(OH)2 в раствор можно, заменив в цементе высокоактивный C3S на менее активный C2S α- или β-модификации [14].

Увеличение скорости поступления SiО2 в раствор возможно за счет увеличения его содержания в составе цемента или повышения его активности.

Для паронагнетательных скважин важным свойством цементного камня является его термостойкость, которую следует определять при циклических термобарических испытаниях при температуре 200 °С и давлении 3–5 МПа, что соответствует реальным условиям скважин с продолжительностью цикла не менее 72 ч. Количество циклов должно быть не менее пяти. После каждого цикла должны определяться прочность на изгиб и сжатие, а также проницаемость цементного камня. Предел прочности камня после всех циклов испытаний должен быть не ниже требований ГОСТ 1581-96, причем в конце испытаний должна проявляться тенденция к последующему набору прочности.

Начиная с 2010 г. на Альшачинском месторождении при креплении скважин в качестве тампонажного материала используется тампонажный цемент марки ЦТ ACTIVE II-160 KM, выпускаемый ООО «Цементные Технологии» [19], при разработке которого были учтены все рассмотренные теоретические предпосылки, а параметры раствора и камня максимально соответствуют предъявляемым требованиям.

Специфика производства ООО «Цементные Технологии» позволяет обеспечить дезинтеграторную активацию и комплексную модификацию цементов.
В итоге это позволяет увеличить количество добавок в материале без потери технологических свойств раствора и камня, регулировать температурный диапазон применения цементов, обеспечить заводское изготовление любых многокомпонентных (до 9 ингредиентов) смесей.

Дезинтеграторная обработка тампонажных материалов и их составляющих является одним из перспективных методов повышения их активности [20, 21].

Выше указывалось, что для получения термостойких продуктов твердения необходимо, чтобы количество кремнезема в зоне реакции превышало количество гидроксида кальция. Простым повышением удельной поверхности кремнезема не удается компенсировать недостаток кремнезема в жидкой фазе и обеспечить образование низкоосновных гидросиликатов кальция. Применение аморфизированных модификаций кремнезема, обладающих повышенной растворимостью при температурах ниже 100 °С, влечет повышение водоцементного отношения, снижение плотности или загущение получаемого раствора.

Дезинтеграторная обработка помимо увеличения удельной поверхности песка обеспечивает его механохимическую активацию, результатом чего становится более дефектная структура материалов, обладающая повышенной способностью к процессам растворения.

Об изменении поверхностной структуры материалов свидетельствуют проведенные нами электронно-микроскопические исследования кварцевого песка. При этом исследовался кварцевый песок, подвергнутый дезинтеграторной активации при скоростях соударения частиц 180–200 м/с, который сравнивался с неактивированным песком.

Рассмотрение поверхности неактивированных и активированных частиц песка показало существенную разницу (рис. 1, 2). Неактивированный кремнезем имеет плотную бездефектную поверхность. Поверхность активированного песка имеет множество дефектов различной формы, что предопределяет наличие на них множества разорванных связей и некомпенсированных зарядов, обеспечивающих высокую реакционную способность кремнезема.

Подтверждением повышенной активности кремнезема после механохимической активации являлись результаты оценки скорости его взаимодействия с гидроксидом кальция при различных температурах, проведенные с различными кремнеземсодержащими веществами (кварцевый песок, горелая порода и зола ТЭЦ) [21].

Эксперименты показали, что более интенсивно процесс связывания СаО идет в смесях с добавкой золы и песка, предварительно обработанного в дезинтеграторе. При этом наблюдается общая тенденция к ускорению фазообразования с повышением температуры. Фазовый состав продуктов твердения представлен кроме гидроксида кальция и кремнезема следующими минералами: С2SH2, C4AH13, СSH(B), C3ASxH(6–2x).

Экспериментально было показано, что дезинтеграторная обработка цемента существенно влияет на структуру получаемого цементного камня. При практически одинаковой общей пористости 24,5 % при ручном смешении компонентов и 22 % после дезинтеграторной обработки цемента существенно изменилось распределение пор по размерам (рис. 3). У образцов цементного камня, полученного из цемента, обработанного в дезинтеграторе, основной объем пор находится в пределах 60–800 , тогда как у камня, приготовленного из обычного цемента, значительная часть пор находится в пределах 1500–8000 .

Задачи, решаемые комплексной модификацией цементов, позволяют обеспечить кольматацию поглощающих пластов фиброй, повышение удароустойчивости камня, эффект расширения камня, а также минимизировать время между окончанием цементирования и началом твердения.

Влияние армирования цементов базальтовой фиброй на удароустойчивость и проницаемость цементного камня показаны в таблицах 1, 2.

Проведенные термоциклические испытания, результаты которых приведены в таблице 3, показали, что при их проведении не обнаружено сбросов прочности, характерных для термической коррозии.

Анализ дифрактограмм и термограмм показал, что в испытуемых образцах не обнаружено свободного гидроксида кальция и высокоосновных гидросиликатов кальция, что свидетельствует о завершении процессов формирования низкоосновных гидросиликатов кальция. Это означает невозможность протекания в указанных образцах процессов межфазовой перекристаллизации и свидетельствует о высокой термической стойкости полученного цементного камня.

За время использования ЦТ ACTIVE II-160 KM обсадные колонны зацементированы более чем на 135 скважинах и использовано 22,5 тыс. т цемента. Некоторые сравнительные данные по результатам цементирования приведены в таблице 4.

По результатам внедрения прорывы пара на данных скважинах отсутствуют. При цементировании не выявлено внештатных ситуаций, связанных с физико-механическими свойствами термостойкого цемента.

Средний коэффициент оценки качества цементирования по методике, принятой в ПАО «Татнефть», составил К15 = 0,87 [22].


Таблица 1. Влияние армирования цемента на удароустойчивость камня
Table 1. Cement reinforcement influence on the stone resistance

Тампонажный материал

Cementing material

Удельная ударная вязкость разрушения, Дж/см3

Specific impact crack resistance, J/cm3

В/Ц = 0,4

Water to cement ratio by weight (W/C) = 0.4

В/Ц = 0,5

W/C = 0.5

В/Ц = 0,6

W/C = 0.6

Содержание фибры, %

Fibre content, %

Содержание фибры, %

Fibre content, %

Содержание фибры, %

Fibre content, %

0,1

0,2

0,5

0,1

0,2

0,5

0,1

0,2

0,5

Время твердения – 7 сут

Hardening time – 7 days

Портландцемент армированный

Reinforced artificial cement

0,11

0,14

0,18

0,09

0,12

0,15

0,07

0,09

0,13

Портландцемент

Artificial cement

0,06

0,05

0,04

Время твердения – 28 сут

Hardening time – 28 days

Портландцемент армированный

Reinforced artificial cement

0,14

0,16

0,18

0,12

0,15

0,17

0,09

0,12

0,14

Портландцемент

Artificial cement

0,08

0,06

0,04


Таблица 2. Влияние армирования цемента на проницаемость полученного камня
Table 2. Cement reinforcement influence on the resulting stone permeability

Время твердения, сут

Hardening time, days

Проницаемость, мД при содержании фибры в цементе

Permeability, mD at fibre content in cement

0

0,01

0,05

0,1

0,5

2

190,5

152,2

131,2

110,1

77,1

7

11,5

9,6

6,7

4,7

3,3

15

4,4

4,2

4,2

3,5

2,9


Таблица 3. Результаты термоциклических испытаний ЦТ ACTIVE II-160 KM

Table 3. Results of thermal cycling tests for CТ ACTIVE II 160 KM

Этап

Stage

Условия проведения этапа

Terms of the stage

Т, ч

Т, hour

σ сж., МПа

σ  cmp., МPа

Затворение раствора

Solution mixing

Нормальные, В/Ц= 0,5

Standard, W/C= 0.5

Твердение

Hardening

По ГОСТ

Acc. to GOST

48

4,78

Нагрев

Heating

Р = 30 МПа, Т = 200 °С

Р = 30 МPа, Т=200 °С

2–3

Выдержка при Т

Aging @ Т

–//–

72

Охлаждение

Cooling

Остывание, испытания (цикл 1)

Cooling, test (cycle 1)

12

6,13

Нагрев

Heating

Р = 30 МПа, Т = 200 °С

Р = 30 МPа, Т = 200 °С

2–3

Выдержка при Т

Aging @ Т

–//–

72

Охлаждение

Cooling

Остывание, испытания (цикл 2)

Cooling, test (cycle 2)

12

13,53

Нагрев

Heating

Р = 30 МПа, Т = 200 °С

Р = 30 МPа, Т = 200 °С

2–3

Выдержка при Т

Aging @ Т

–//–

72

Охлаждение

Cooling

Остывание, испытания (цикл 3)

Cooling, test (cycle 3)

12

16,70


Таблица 4. Результаты применения различных цементов при креплении скважин

Table 4. Results of application of various cements for wells casing

ПЦТ

I-G-CC-1

ПЦТI-G-CC-1 + 30 % песок

ПЦТI-G-CC-1 + 30 % sand

МСЦ ПЦТ I-G-CC-1 + ЦТ ACTIVE II-160 KM МСЦ ПЦТ

I-G-CC-1 + Cement ACTIVE II-160 KM

ЦТ ACTIVE II-160 KM без вращения э/к

Cement ACTIVE II-160 KM w/o casing string rotation

ЦТ ACTIVE II-160 KM с вращением э/к

Cement ACTIVE II-160 KM with casing string rotation

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

6

0,67

2

0,66

4

0,7

3

0,79

15

0,91



← Назад к списку


im - научные статьи.