Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Тампонажные составы для крепления скважин с термическим воздействием и методика оценки их термостойкости

В процессе эксплуатации скважин с термическим воздействием в Республике Коми были выявлены существенные недостатки в качестве крепления скважин, которые выражались как в пропуске пара, так и в низких показателях акустического контроля цементирования (АКЦ). Испытания применяемого для крепления этих скважин тампонажного состава «КАРБОН-БИО» показали, что при высокотемпературном воздействии в гидротермальных условиях начальные показатели прочности цементного камня не сохраняются. Для повышения эксплуатационной надежности крепления скважин были предложены альтернативные варианты термостойких тампонажных материалов.

08.03.2018 Инженерная практика №01/2018
Газизов Хатим Валиевич Технический директор ООО «НПП Новатор»
Газизов Шамиль Хатимович Директор ООО «НПП Новатор»

В настоящее время в России разрабатывается несколько месторождений сверхвязкой битуминозной нефти, в числе которых Ашальчинское в Татарстане, Усинское и Ярегское в Республике Коми и др. Добыча нефти на таких месторождениях ведется с применением термических методов воздействия на продуктивный пласт. Это один из основных способов извлечения высоковязких углеводородов, который заключается в снижении их вязкости за счет разогрева. Температура теплового агента зависит от состава и вязкости нефтесодержащих углеводородов и может достигать 250-300°С, следовательно, такое же термическое воздействие испытывает и крепь скважины. В качестве теплоносителя обычно используется перегретый водяной пар под давлением.

На нефтяных месторождениях с высокой вязкостью нефти в Республике Коми крепление эксплуатационных колонн (ЭК) осуществлялось тампонажной смесью «КАРБОН-БИО», предложенной ООО БСК «РИНАКО», которая и была заложена в проекты по строительству скважин. Но в результате эксплуатации паронагнетательных скважин (парогравитационный дренаж, SAGD) были выявлены существенные недостатки в качестве крепления скважин, которые выражались как в пропуске пара, так и в низких показателях АКЦ, особенно в верхних интервалах скважин из-за облегчения тампонажного раствора путем вспенивания с плотности 1,72-1,74 до 1,50 г/см3 и ниже.

Для повышения эксплуатационной надежности крепления таких скважин было предложено разработать альтернативные варианты термостойких тампонажных материалов.

ИСПЫТАНИЯ «КАРБОН-БИО»

Методика испытания на термостойкость тампонажных составов в лаборатории филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте практически повторяет методику, разработанную ООО БСК «РИНАКО» для тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» [1], за исключением пункта, по которому испытания образцов-балочек на термостойкость проводятся лишь в сушильном шкафу, в то время как в методике [1] предусмотрено два варианта: в автоклаве или печи с равномерным нагревом. Методика заключается в приготовлении образцов цементного камня при нормальной температуре и последующем испытании этих образцов на термостойкость нагревом образцов в сушильном шкафу до температуры 250°С, выдержкой в течение часа и последующим охлаждением до комнатной температуры. После пяти циклов нагрева и охлаждения образцы испытываются на прочность. Тампонажный состав считается термостойким при условии, что после пяти циклов термических испытаний прочность цементного камня не снижается.

При нормальной температуре показатели прочности цементного камня из «КАРБОН-БИО» через двое суток твердения вполне соответствовали требованиям норм, а введение в состав расширяющей добавки (гипса) также позволило получить приемлемые показатели АКЦ после цементирования скважины. Однако в гидротермальных условиях при высокотемпературном (до 250°С) воздействии на крепь скважины начальные показатели прочности цементного камня, а, следовательно, и качества крепи скважины не сохранились (табл. 1).

Таблица 1. Результаты испытаний тампонажного материала «КАРБОН-БИО» на термостойкость в гидротермальных условиях
Таблица 1. Результаты испытаний тампонажного материала «КАРБОН-БИО» на термостойкость в гидротермальных условиях

Следует обратить внимание, что между «огнестойкостью» бетонных изделий в печах и термостойкостью тампонажных цементов в гидротермальных условиях высокотемпературных скважин имеются существенные различия. В условиях скважины цементное кольцо в заколонном пространстве как в процессе твердения, так и при последующей эксплуатации испытывает постоянные воздействия пластовых вод или влаги. Кроме того, при воздействии пара с высокой температурой также создаются гидротермальные условия для цементного камня. Следовательно, проведение испытаний цементного камня на термостойкость в сушильном шкафу в соответствии с методикой филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте существенно отличаются от условий скважины и, следовательно, неприемлемо для оценки термостойкости цементного камня для скважин с термическим воздействием.

СВОЙСТВА И СОСТАВ «КАРБОН-БИО»

В статьях [2; 3] отмечается, что испытания тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» на «огнестойкость» проводились до температуры 320°С, но никаких результатов испытаний образцов после таких термических воздействий на прочность в этих статьях не приводится, а представлены лишь результаты испытаний при 75°С.

Для придания тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» «огнестойкости», как записано в ТУ на этот материал, в состав вводится глиноземистый цемент или смесь глиноземистого цемента с высокоглиноземистым, содержание которого в смеси составляет 15% [1]. Известно, что глиноземистый цемент применяется для изготовления огнеупорных бетонов [4], что, вероятно, и побудило разработчиков применить этот цемент в качестве добавки для придания термостойкости тампонажной смеси «КАРБОН-БИО».

В работах В.С. Данюшевского [5] приведены результаты исследований глиноземистого цемента в качестве вяжущего в тампонажных составах, в которых отмечаются его положительные и отрицательны особенности. К его преимуществам относится быстрый набор прочности, особенно при низких температурах. К недостаткам глиноземистого цемента относится его непригодность для применения в скважинах с умеренными и повышенными температурами, что подтвердили и результаты наших испытаний тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» на термостойкость в гидротермальных условиях.

По результатам исследований [5] выявлено, что применение глиноземистого цемента для крепления скважин ограничено отрицательным действием на него высокой температуры. В гидротермальных условиях при высоких температурах в глиноземистом цементе ускоряются процессы перекристаллизации гидроалюминатов, и прочность цементного камня резко снижается. По этой причине глиноземистый цемент рекомендуется использовать только при статических температурах в скважине до 25°С. В работе [6. с. 122] отмечается, что термостойкость тампонажных цементов, содержащих гидросульфоалюминаты, в гидротермальных условиях не превышает 60°С.

ИСПЫТАНИЯ АЛЬТЕРНАТИВНОГО СОСТАВА

Предложенная ООО «НПП Новатор» рецептура тампонажной смеси для скважин Усинского месторождения Республики Коми испытывалась на термостойкость в гидротермальной бомбе в лаборатории филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухте (табл. 2).

Таблица 2. Результаты испытания облегченной тампонажной смеси на основе цемента марки ПЦТ I-C-CC-1 и комплексной добавки КРД-50-Об7
Таблица 2. Результаты испытания облегченной тампонажной смеси на основе цемента марки ПЦТ I-C-CC-1 и комплексной добавки КРД-50-Об7

В результате пяти циклов испытаний образцов цементного камня с нагревом и выдержкой при 250°С в течение часа и последующим охлаждением до комнатной температуры было выявлено, что цементный камень выдерживает эти испытания без снижения прочности. Более того, после термических испытаний прочность цементного камня на изгиб увеличилась почти в два раза, на сжатие – более чем в три раза, что значительно превосходит показатели прочности тампонажного материала «КАРБОН-БИО» после термических испытаний.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. ТУ 5736-001-14605103-08.Тампонажная смесь «КАРБОН-БИО».
  2. Василенко И.Р., Сенатов В.В. Повышение качество крепи скважин в осложненных условиях Р-С залежи Усинского месторождения // Бурение и нефть. 2012. № 12. С. 32-34.
  3. Василенко И.Р., Красовский А.В., Чертенков М.В. // НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ. 2005. № 2. С. 4-7.
  4. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы: Учеб. пособие для вузов – 2 е изд., перераб. и доп. – М.: Стройиздат, 1983. – 279 с., ил.
  5. Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. 293 с.
  6. Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы: Учеб. пособие для вузов. – М: Недра, 1987. 280 с.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Технические средства и технологии для восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины
Новые технологические решения задач РИР
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июль 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

23 – 27 июля 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.