Водоцементное отношение (В/Ц)

Рисунок 1 - Зависимость изменения плотности цементного раствора от количества облегчающей добавки (Палыгорскитовя глина) и В/Ц

На рисунке 2 показана зависимость изменения плотности цементного раствора от показателей В/Ц, соотношения компонентов и плотности облегчающей добавки, в качестве которой принят (Вермикулит ρ= 1800 кг/м³).


Водоцементное отношение (В/Ц)

Рисунок 2 - Зависимость изменения плотности раствора от В/Ц, плотности облегчающей добавки (вермикулит ρ = 1890 кг/м³) и соотношения компонентов

Максимальное снижение плотности происходит с увеличением В/Ц до 1,0. Соотношении 90 : 10 (т.е. 10 % добавки) снижение плотности с 1995 до 1529 кг/м³, а при соотношении 50 : 50 с 1744 до 1423 кг/м³.

Снижение плотности до 1423 кг/м³ можно добиться высоким процентом вводимой облегчающей добавки (до 50 %), либо высоким водоцементным отношением. Данные показатели еще раз подтверждают невозможность получения с добавлением минеральных облегчающих добавок плотности ниже 1400 кг/м³.

Рассмотрим применение облегчающей добавки микросферы (АСПМ) плотностью 500 кг/м³ с разным В/Ц и процентным соотношением вяжущего и первого. На рисунке 3 представлена зависимость изменения плотности раствора с применением облегчающей добавки (микросферы АСПМ ρ = 500 кг/м³) от В/Ц (0,35 - 1,0) и соотношения компонентов (введение добавки от 10 до 50 %).


Водоцементное отношение (В/Ц)

Рисунок 3 - Зависимость плотности раствора от В/Ц при различных соотношениях компонентов (ПЦТ - АСПМ) в смеси

Микросферы имеют самую низкую плотность по сравнению с применяемыми в настоящее время минеральными облегчающими добавками. Как указывалось ранее, чем выше плотность добавки, тем интенсивнее снижается плотность раствора при увеличении В/Ц и соотношении компонентов.

Согласно проведенных расчетов плотность раствора при В/Ц от 0,35 - 1,0 (до 10 % МС) уменьшилась с 1644 до 1378 кг/м³. Введение облегчающей добавки до 20 % (В/Ц 0,35 - 1,0) снижает плотность с 1363 до 1233 кг/м³. На рисунке 3 видно, что соотношение компонентов 60 : 40 с В/Ц 0,35 - 1,0 на всем интервале изменение плотности незначительно с 1017 до 1021 кг/м³ (снижение на 0,004 кг/м³). В расчете с применением количества облегчающей добавки 50 % происходит процесс увеличения плотности раствора (с увеличением В/Ц 0,35 - 1,0) с 903 до 940 кг/м³. Применение в качестве облегчающей добавки МС > 20 % снижает прочностные показатели цементного камня и поэтому их применение не целесообразно.

На основании проведенных расчетов можно сделать следующий вывод:

- Применение облегчающей добавки (Палыгорскитовя глина) плотностью 2300 кг/м³ максимально снижает плотность цементного раствора до 1487 кг/м³ при этом В/Ц = 1,0 и соотношение компонентов равно 50 : 50. Снизить плотность ниже 1487 кг/м³ не представляется возможным. В данном случае применение 50 % облегчающей добавки и высокое содержание свободной воды является отрицательным показателем влияющим на процесс формирования тампонажного раствора (камня).

- Применение облегчающей добавки (Вермикулит) плотностью 1800 кг/м³ до 20 % и водоцементном отношении 0,6 снижает плотность цементного раствора до 1695 кг/м³. Снижение плотности ниже 1695 кг/м³ требует дополнительного увеличения В/Ц, либо процентного содержания первого. При В/Ц = 1,0 и соотношения компонентов 50 : 50 максимальное снижение плотности равно 1423 кг/м³.

- Результаты расчетов применения облегчающей добавки (микросферы АСПМ) плотностью 500 кг/м³ показали положительные результаты. Соотношение компонентов 90 :10 и В/Ц = 0,6 снижает плотность раствора до 1504 кг/м³. Количество добавки МС до 20 % при В/Ц = 0,6 снижает плотность цементного раствора до 1298 кг/м³. При этом прочностные характеристики цементного камня снизились с 2,3 МПа до 1,7 МПа(на изгиб через 2 суток) и флюидопроницаемость возрасла с 7мД до 9 мД ( перепад давления 5,0 МПа). Следовательно оптимальное соотношение компонентов с применением МС составляет 90 : 10 и 85 : 15.

Таким образом результаты проведенных теоретических исследований показывают невозможность снижения плотности менее 1400 кг/м³ минеральными облегчающими добавками, с сохранением физико - механических свойств удовлетворяющим требованиям предъявляемым к облегченному тампонажному раствору (камню).

Снижение плотности цементного раствора возможно за счет аэрирования тампонажных композиций.

Впервые, в России (Советском Союзе) аэрированные тампонажные растворы были применены для цементирования скважин в начале 70 - х годов прошлого века. За рубежом исследования и использование газонаполненных тампонажных систем начаты в 1979 г. и применялись в таких известных фирмах, как, API, BJ, SCHLUMBERGER, NOWSCO, SHELL, HALLIBURTON и др.

Огромный вклад в исследования и развитие технологических процессов газонаполненных тампонажных систем внесли выдающиеся ученые такие, как Булатов А.И., Петреску В.И., Детков В.П., Джангиров С.С., Далаев В.Х-М., Данюшевский В.С., Бакшутов В.С., Амиян В.А., Марадян И.И., Межлумов А.О., Добрянский В.Г., Вахитов Р.Ж., Мантман, Хармс, Саттон, Моуди, Шоулдис и др.

Авторами Московского института нефтехимической и газовой промышленности им. Губкина и Всесоюзного научно – исследовательского института буровой техники [50] разработан пеноцементный тампонажный состав для цементирования скважин, содержащий следующие компоненты: тампонажный цемент для «холодных» скважин, жидкость затворения, смесь додецилбензол – сульфоната натрия и алкилсульфатов натрия, минеральное волокно, натриевое жидкое стекло, воздух. Повышение газоудерживающей способности раствора является целью данной разработки, при этом плотность раствора не контролируема т.к соотношение мас. ч. воздуха составляет 0,015 – 5,0.

Известна композиция аэрированного цементного раствора, в составе которого используют мас. %: вяжущее (портландцемент) 55 – 65,5, порообразователь 0,01 – 0,2, структурообразователь (ОФФП) 0,3 – 0,6, воздух 0,01 – 0,2, жидкость затворения – вода. Недостатком данного раствора является низкие показатели прочностных характеристик цементного камня.

Исследователями [51] разработан аэрируемый цементный раствор содержащий мас. %: минеральное вяжущее 43 - 79, смесь хлористого, сернокислого углекислого натрия 5 – 9,6, натриевую соль изомерных алкилсульфоновых кислот 32 – 34, углеводы 1 – 1,5, влагу 2 - 3, воздух 0,01 – 0,1, воду – остальное. Недостатком аэрированного раствора является высокое содержание добавки до 30 %, влияющей на физико–механические характеристики раствора (камня).

Авторами [52] разработана композиция для приготовления аэрированного тампонажного раствора включающая портландцемент, пенообразователь, воздух и воду. В качестве пенообразователя используются неионогенные ПАВ (неонол АФ 9 – 12 – оксиэтилированные моноалкилфенолы тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12) 0,2 – 0,6 %. Применение АФ 9–12 характеризуется более эффективным пенообразованием.

Известен аэрированный тампонажный раствор [53] содержащий следующие ингредиенты при их соотношении, мас. ч.: портландцемент 100; пенообразователь – натрийалкилфенилэтоксиссульфат 0,098–0,375 и динатрийалкилфенилсульфо – натэтоксисульфат 0,002–0,125; воздух 0,01–0,02; вода 50–45. При получении состава в воде растворяют указанный пенообразователь и на этой жидкости затворяют цемент. Полученный цементный раствор аэрируют с помощью компрессора. Данный раствор имеет плотность 500 кг/м³.

Туркменским государственным научно – исследовательским и проектным институтом нефтяной промышленности разработан тампонажный пеноцементный раствор [54] включающий при следующем соотношении, масс. %: тампонажный цемент 16–20; жидкость затворения 37–39; бентонитовый глинопорошок 13,5–18,0; барханный песок 24–30; ПАВ 0, –1,1; воздух 0,02–0,68. Недостатком пеноцементного раствора являются низкие показатели прочности на сжатие камня.

Авторами Московского института нефти и газа им. И.М. Губкина и Бориславского филиала Государственного научно – исследовательского и проектного института хлорной промышленности разработан пеноцементный тампонажный состав [55] содержащего следующие компоненты при их соотношении, мас. ч.: тампонажный цемент 100; жидкость затворения 50–100; пенообразователи на основе перфорированных поверхностно – активных веществ 0,1–1,5; минеральное волокно 1,0–5,0; упругоэластичная демпфирующая добавка 5,0–15,0; газ 0,01–5,0. В качестве упругоэластичной демпфирующей добавки используют силиконовый каучук, полиуретановую крошку или отходы шинной промышленности, что является недостатком данного пеноцементного состава влияющего на показатель проницаемости по воздуху до 25 мД.

Московским ордена Трудового Красного Знамени институтом нефтехимической и газовой промышленности им И.М. Губкина разработан тампонажный раствор [56] снижающий коэффициет теплопроводности раствора при одновременном предотвращении растепления скважин за счет создания высоко – кратной термобаростабильной пены, содержащий дополнительно: пенообразователь, а именно λ – олефинсульфонат или эмультал или синтанол; эмульгатор, а именно аэросил или бутоксиаэросил; кремнийорганическое полимерное соединение, а именно алкилполисилоксан или диоксидисилоксан или алкилгидридсилсесквиоксан или арилгидридсилсесквиоксан, или этиловый эфир ортокремниевой кислоты и воздух. Недостатком данного тампонажного раствора является низкое количество вяжущего (50 %), что отрицательно сказывается на показателях прочностных характеристик цементного камня.

Авторами Московского института нефтехимической и газовой промышленности им, И.М. Губкина разработан супероблегченный пеноцементный тампонажный раствор [57] для использования в интервале температур 30 – 160 ⁰С в условиях солевой агрессии. Для получения данного раствора используют в качестве вяжущего тампонажный цемент или тампонажную смесь для «горячих» скважин, в качестве жидкости затворения – минерализованную хлормагниевую воду или минерализованный буровой раствор, в качестве жидкого эмульгатора – сульфанол или жидкие мыла, или термостойкие ПАВ типа полиметиленсульфометиленфенолят натрия, в качестве твердого эмульгатора – глинопорошок или высокодисперсные препараты кремнезема, в качестве кольмататора порказеиновый порошок или натриевое жидкое стекло, а в качестве регулятора пены и структурообразователя – едкий натр или едкий калий. Недостатком данной разработки является необходимость приготовления раствора на специализированных растворных узлах и доставки на буровую в целях промышленной безопасности при затворении.

Всесоюзным научно – исследовательским институтом по креплению скважин и буровым растворам разработан способ получения облегченного раствора [58] который заключается в том, что в качестве газовыделяющих реагентов используют мочевину и сульфат алюминия, взятых в соотношении (1,0 : 1,9) – (1,1 : 1,9). Образование углекислого газа на забое скважины и на определенной глубине скважины, имеющих температуру 105 ⁰С и выше происходит самопроизвольно за счет процессов термического гидролиза мочевины и сопутствующих процессов взаимодействия исходных компонентов и продуктов реакции гидролиза. Недостатком данной разработки является нормированные показатели температуры (105 – 140) ⁰С на забое скважины требуемые для эффективного газовыделения.

Авторами [59] разработан вспененный тампонажный состав, содержащий нитрит щелочного или щелочно – земельного металла – нитрит натрия, газовыделяющее вещество – мочевину, инициатор химической реакции – кислоту, ПАВ – сульфанол НП – 3 и воду, дополнительно содержит наполнитель – бентонитовую глину и водорастворимое полимерное соединение – полиакриламид. В качестве газовыделяющего вещества помимо содержит мочевину или возможно применение ее соли и их N - ; N; N¹ – производных, а в качестве инициатора химической реакции – любую кислоту или кислую соль – кислоту Льюиса – хлорид железа. Недостатком данной разработки является неконтролируемое газовыделение, где кратность изменяется в пределах 5,5–27,0. Показатель кратности более 3 снижает прочностные характеристики цементного камня.

Сибирским научно – исследовательским институтом нефтяной промышленности [60] разработан тампонажный раствор, содержащий портландцемент, расширяющую добавку оксида кальция высокотемпературного обжига и воду, дополнительно содержит газовыделяющую добавку ПАП – 1, неионогенное поверхностно – активное вещество (НПАВ), анионное поверхностно – активное вещество (АПАВ) и пластификатор.

Причинами, препятствующими достижению требуемого технического результата, указанных известных разработок являются низкие показатели прочностных характеристик цементного раствора (камня), нарушение сплошности цементного камня в заколонном пространстве с образованием газовых пачек в процессе структурообразования. Основным недостатком является ограниченный контроль кратности пены с использованием ПАВ и плотности аэрированного тампонажного раствора на входе и выходе из скважины в процессе закачивания и продавливания раствора. При этом технология аэрирования тампонажных растворов воздухом имеет ряд недостатков таких, как: содержание в воздухе кислорода до 21 %, что может повлечь за собой при неравномерной подаче реагента нерастворенную газовую подушку, вызывая внутреннее горение, возможность взрывоопасной ситуации при взаимодействии с углеводородами. При взаимодействии с углеводородами происходит дополнительное повышение температуры в зоне продуктивного интервала, влияющей на процесс формирования цементного камня.

Разработаны руководящие документы по применению аэрированных тампонажных растворов:

- Технология цементирования скважин аэрированными суспензиями [61];

- Методические рекомендации по применению усовершенствованной технологии цементирования скважин аэрированными тампонажными суспензиями в условиях Западной Сибири [62];

- Технология одноступенчатого цементирования скважин с применением газонаполненных тампонажных растворов для условий АНПД в ПО «Таджикнефть» [63];

- Рекомендации по применению усовершенствованной технологии цементирования скважин аэрированными тампонажными суспензиями для месторождений ПО «Нижневартовскнефтегаз» [64];

- Методические рекомендации по цементированию скважин аэрированными суспензиями на основе материалов, используемых в ПО «Ямалгазпром» [65];

- Методические рекомендации по применению технологии цементирования скважин газонаполненными тампонажными системами на месторождениях ПО «Таджикгеология» [66];

- Совершенствование процессов крепления скважин на Варьеганском месторождении с целью предотвращения заколонных перетоков и обеспечения подъема цемента на заданную высоту [67];

Анализ разработок в области аэрированных тампонажных растворов позволил сделать следующие выводы:

- разработаны составы аэрированных суспензий, методы контроля свойств аэрированных суспензий и тампонажного камня, определена область применения аэрированных суспензий для цементирования скважин, разработаны технические средства для аэрирования суспензий при цементировании скважин, проведены разработки регулирования плотности аэрированных суспензий, разработана технология цементирования обсадных колонн аэрированными суспензиями и методика выбора ПАВ для повышения устойчивости цементных растворов (определение кратности пены, устойчивости), разработана методика определения сжимаемости аэрированных тампонажных растворов и прочности камня, разработана методика определения объемной массы аэрированных тампонажных камней и методика определения пористости аэрированных тампонажных камней, разработана методика расчета давления, объемов раствора, воздуха и количества единиц цементировачной техники при креплении скважин аэрированными суспензиями.

Применение разработанных составов аэрированных тампонажных растворов и методы контроля плотности в процессе аэрирования имеют ряд отрицательных показателей таких, как наличие в качестве газонаполнителя – воздуха содержащего до 21 % кислорода. Добавка ПАВ способствует увеличению кратности пены, что приводит к неконтролируемому процессу снижения плотности влияющей на показатели прочности цементного камня.

Разработанные технические средства для аэрирования суспензий при цементировании скважин требуют дополнительных, конструктивных разработок в области передвижных компрессорных станций, модернизации эжектора с дополнительным контролем насыщения (передачей данных на СКЦ).

Регулирование плотности аэрированных суспензий осуществляется частично на входе в скважину, при этом вопрос контроля плотности на выходе остается открытым.

Разработанная методика выбора ПАВ для повышения устойчивости цементных растворов (определение кратности пены, устойчивости) требует доработки в вопросе изменения свойств ПАВ в забойных условиях.

Необходимость осуществления четкого контроля за показателями изменения плотности аэрированного тампонажного раствора на входе и выходе из скважины, отказ от применения кислородосодержащих реагентов и ПАВ, является в настоящее время основной задачей при креплении скважин с применением аэрированных суспензий. Применение газообразных веществ и их смесей с тампонажными растворами позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы.

Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико - химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов. Газообразный азот, используемый в нефтяной промышленности, взрывобезопасный, химически малоактивный, нетоксичный.

Жидкий азот получают при разделении воздуха путем низкотемпературной ректификации. Производительность установок для разделения воздуха составляет 0,2 - 1,6 т/ч жидкого азота. Имеются также небольшие стационарные установки по производству жидкого азота производительностью 0,055 т/ч. Газообразный азот бесцветен, не обладает запахом и вкусом, не токсичен, масса 1 м³ газообразного азота при нормальных условиях составляет 1,25 кг. При температуре минус 195,8 ⁰С газообразный азот превращается в бесцветную подвижную жидкость плотностью 808 кг/м³, а при дальнейшем охлаждении - в твердую массу с температурой плавления минус 209,9 ⁰С. Теплота парообразования азота равна 199,3 Дж/г. При испарении 1 м³ жидкого азота получается 702,5 м³ газообразного азота при 20 ⁰С и давлении 0,1 МПа. При температуре t_кр = минус 147 ⁰С и давлении р_кр = 2,35 МПа азот обладает плотностью 311 кг/м³ и находится в критическом состоянии.

Основными предпосылками к разработке азотонаполненных тампонажных систем являются: газообразный азот взрывобезопасен, слабо растворим в нефти и воде, его растворимость с изменением температуры незначительно, при давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практически без отклонений от законов идеальных газов, взаимодействие азота с углеводородами продуктивного интервала, в дальнейшем способствует уменьшению сроков освоения скважины, т.к. уменьшается вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти. Азот в тампонажном растворе сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами, фильтрация азотонаполненных тампонажных систем (АТС) через пористую среду проходит при более высоких давлениях.

Изложенное обусловило постановку цели и задач исследований - разработка азотонаполненных тампонажных систем для цементирования скважин в интервалах АНПД, с показателями удовлетворяющими требованиям технических условий на облегченные растворы и обеспечивающие надежность их разобщения.