Цементирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины при высокой температуре

Нефтяные скважины после бурения закрепляют спускаемыми в них колоннами стальных труб (обсадной колонной). Наружный диаметр труб на несколько сантиметров меньше диаметра скважины и между колонной и стенкой скважины остается пространство, которое должно в дальнейшем быть заполнено цементным раствором. После схватывания цемента образуются стенки скважины. В ряде случаев бывают ситуации, которые ведут к остановке работы. Обычно, этому способствует неправильное транспортирование цемента, плохая проверка цементного раствора в лаборатории, цемент не успел затвердеть и т.д [5].

Цементирование высокотемпературных скважин – важный этап в строительстве скважины. В процессе цементирования, тампонажные растворы нужно выбирать очень правильно и тщательно. Каждые специальные добавки, входящие в состав цементирующих растворов, обладают своими функциями. Например, трехкальциевый силикат (алит) – при высокой температуре очень быстро набирает прочность, что и является важным показателем при цементирование высокотемпературных скважин. Трехкальциевый алюминат – обладает низким уровнем прочности, что может оказать неблагоприятное воздействие при высокой температуре [3]. Изучая каждый раствор, необходимо точно знать, как он себя поведет и хватит ли его при закачке в скважину. Если персонал при проверке цементного раствора заметит ошибку, её нужно будет исправить до момента начала подачи раствора в затрубное пространство скважины, так как процесс цементирования должен происходить беспрерывно.

Влияние температуры на прочность цементного камня показывает изменение прочности цементного камня твердевшего 24 и 48 часов при различных температурных условиях. Считает, что 110°С и 150°С являются двумя критическими точками температуры начала спада прочности цементного камня.

Результаты, приведенные на втором графике свидетельствуют о том, что при температурах ниже 100° С прочность цементного камня достигает наиболее высоких значений и стабилизируется на этом уровне. Время достижения максимально стабильных значений прочности камня при температурах 80-100°С составляет около 15-20 часов.

Эти два графика подтверждают нецелесообразность применения чистого портландцемента при температурах выше 100° С. Для температуры 110° С после 48 часов твердения, кривая прочности начинает плавно стабилизироваться. Это может говорить о том, что гидратация цементного камня достигла максимального значения, и полностью отражает эффект влияния температуры на скорость процесса гидратации цементного камня. Исследования показали, что при температуре до 110°С гидратация цементного камня формируется C-S-H(II), обладающий хорошей сетчатой структурой, положительно сказывающейся на прочности цементного камня. Превращение, после температур 110°С, гидросиликата C-S-H(II) в высокоосновный гидросиликат кальция, кристаллизующийся в виде продуктов большого размера и, образующийся в форме пластин в цементном камне, ослабляет его прочность из-за низкой прочности контактов. При этом возникает структура, обладающая относительно высокой проницаемостью.

В связи с вышеперечисленными обстоятельствами предлагается цемент, основным предметом исследования которого является соотношение оксида кальция (CaO) к диоксиду кремния (SiO2). Разбработаный цементный раствор поспособствует продлению срока службы скважины. Приоритетным направлением является использование компонентов в качестве добавки к основному составу цемента для тампонирования затрубного пространства. Предложенный состав дает возможность увеличить срок службы скважин, а также обеспечивает высокую степень экологической безопасности.

Основные технические характеристики разработки:

• При температуре 150° и давлении 400 кг/см2 начало схватывания через 1 ч 50 минут, окончание схватывания 2 ч 10 минут.

• Водоцементное соотношение 45%.

• Растекаемость менее 18 см.

• Механическая прочность через 2 суток при давлении 500кг/см2 и температуре 150° на изгиб 27кг/см2, на сжатие 62 кг/см2

• Проницаемость 45-47мд.

• Водоотделение 3%.

• Расширение через 2 суток 0,1%.

В качестве базы сравнения были выбраны наиболее близкие тампонажные материалы по составу и свойствам к разработанному составу.

Тампонажный состав № 1 (Утяжеленный тампонажный раствор Патент РФ №2169252) предназначен для цементирования обсадных колонн в условиях высоких температур и аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Указанный состав содержит портландцемент тампонажный ПЦТ I-50 – 49.5%, железорудный концентрат (ЖРК-1) – 49,5% и стабилизатор ацетально-спиртовый (САС) – 1%. Недостатком тампонажного состава №1 является высокое водоотделение тампонажного раствора, которая приводит к его неустойчивости по седиментационным процессам. Тампонажный состав № 2 (Утяжеленный тампонажный раствор Патент РФ №2591058) является седиментационно устойчивым подвижным раствором, используемым для цементирования глубоких скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур. В состав тампонажного раствора входят портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 –69,8%, концентрат галенитовый КГ-2 – 29,8%, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) – 0,3% и Натросол 250 EXR – 0,1%. К основному недостатку тампонажного состава №2 относится невысокая прочность на сжатие полученного цементного камня при условиях высоких давлений и температур [1].

Представленные результаты позволяют сделать вывод о том, что данные разработки являются слабым элементом для крепления скважин.

Эффективность разработки заключается в том, что раствор, с помощью которого увеличится срок службы наклонно-направленной скважины при высокой температуре, поможет решить проблему регрессии прочности камня путем уменьшения массового соотношения оксида кальция (CaO) к диоксиду кремния (SiO2) до 1. Такой способ приведет к сохранению свойств цементного камня, что обеспечит высокую степень экологической безопасности. Данная технология будет применяться на месторождениях при проведении работ по креплению скважины. Потребителями будут являться буровые, операторские и сервисные нефтегазовые компании.