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:
где ρатм и ρскв - соответственно плотность тампонажного раствора в атмосферных и скважинных условиях, Vатм - объём тампонажного раствора в атмосферных условиях.
Требуемое количество материалов для цементирования обсадных колонн
Тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн выбирают в зависимости от температуры среды, плотности бурового раствора, пластового давления, давления гидроразрыва пород, наличия солевых отложений, вида флюида и необходимости обеспечения заданной высоты подъема тампонажного раствора.
Плотность тампонажного раствора не должна превышать плотности бурового раствора более чем на 200 кг/м3.
После выбора типа цемента и необходимой плотности тампонажного раствора ρт.р проводят лабораторные испытания и подбор рецептуры раствора для конкретных условий цементирования. По значениям ρт.р и подобранного водотвердого отношения (В/Т) предварительно определяют среднюю плотность твердой фазы ρт тампонажного раствора:
где ρт - плотность жидкости затворения, определяемая в процессе подбора рецептуры, г/см3.
Масса тампонажного материала (т), необходимая для приготовления 1 м3 раствора,
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
где Δ = 1,02/1,04 - коэффициент, учитывающий сжимаемость продавочной жидкости; n - число секций обсадной колонны, различающихся по внутреннему диаметру; di, li - соответственно внутренние диаметры и длины каждой секции труб, м.
- Оборудование, применяемое при цементировании заколонного пространства скважины
- Способы первичного цементирования заколонного пространства скважины
- Тампонирование заколонного пространства скважины
- Спуск обсадных колонн
- Технологическая оснастка обсадных колонн и устройства для спуска и крепления хвостиков
- Проектирование и контроль обсадных колонн, производимые с помощью компьютерных программ
- Обсадные колонны в наклонно-направленных и горизонтальных стволах
- Порядок выбора конструкций эксплуатационных обсадных колонн
- Нагрузки, воспринимаемые обсадными колоннами
- Крепление скважины обсадными трубами