Облегченный цементно-вермикулитовый раствор: данный тип раствора содержит портландцемент, вспученный вермикулит и раствор хлорида кальция 

Типы применяемых облегченных тампонажных растворов для крепления скважин на газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области

БЕЛЕЙ И.И., ШТОЛЬ В.Ф., ЩЕРБИЧ Н.Е. ООО «ТюменНИИгипрогаз», Россия

Многие газовые и газоконденсатные месторождения Севера Тюменской области характеризуются наличием значительных интервалов проницаемых пластов с низкими значениями градиентов гидроразрыва (0.015-0.018 МПа/м). В связи с этим при цементировании обсадных колонн различного назначения широко применяются облегченные тампонажные растворы (ОТР) с плотностью от 1350 до 1600 кг/м.

При цементировании комбинированным способом (прямой-обратной заливки) эксплуатационных колонн, предназначенных для разработки сеноманской залежи, наибольшее распространение в предыдущие годы получили облегченные цементно-вермикулитовые растворы (ЦБР).

Данный тип раствора разработан ТюменНИИГипрогаз и представляет собой композицию тампонажного портландцемента, вспученного вермикулитового песка и 10 %-ного раствора хлорида кальция в качестве жидкости затворения.

Опыт применения данного типа раствора позволяет говорить о том, что оптимальными технологическими показателями обладают системы с плотностью 1490 - 1520 кг/м при ж/с = 0.8-0,9.Поскольку в настоящее время требуется применение ОЦР с плотностью 1350-1450 кг/м для обеспечения одноступенчатого цементирования эксплуатационных колонн в сеноманских скважинах, объем применение ЦВР значительно сократился. В основном - это цементирование направлений и кондукторов (верхняя часть составного столба цементных растворов), а также цементирование сеноманских эксплуатационных колонн при отсутствии алюмосиликатных микросфер. Необходимость применения ЦВР для цементирования кондукторов обуславливается требованиями обязательного подъема цементного раствора до устья и получения цементного камня, по теплоизоляционным свойствам удовлетворяющего условиям крепления скважин в интервалах многолетнемерзлых пород (ММП).

Менее массово используются облегченные тампонажные растворы на основе цементно-бентонитовых смесей. Первоначально цементно-бентонитовые растворы (ЦБР) применялись для цементирования 1-й и II-й промежуточной колонны диаметром соответственно 324 мм (глубиной до 1500 м) и 245 мм (глубиной до 3600 м) в скважинах, пробуренных на ачимовские отложения Уренгойского ГКМ. Учитывая длительные сроки твердения ЦБР при температурах -25°С и менее, невысокие прочностные свойства цементного камня для рецептур с плотностью менее 1500 кг/м3 (даже в случае применения ускоряющих добавок типа СаС12), в настоящее время
цементно-бентонитовые растворы уже не применяются для крепления 1-й промежуточной колонны и заменены на системы с улучшенными характеристиками - типа облегченных тампонажных растворов с алюмосиликатными полыми микросферами (АСПМС).

Основной объем применением ЦБР - цементирование первой ступени II-й промежуточной колонны диаметром 245 мм, спускаемой на глубину 3550-3680 м. Благодаря высоким температурам в интервале расположения ЦБР, формирующийся впоследствии цементный камень обладает прочностью, соответствующей требованиям основных регламентирующих документов и инструкции по креплению нефтяных и
газовых скважин. Плотность применяемых ЦБР составляет 1500-1530 кг/м при водо-смесевом отношении 1.0 - 1,1 и соотношением «портландцемент: бентонитовый порошок = 9:1».

Результаты лабораторных испытаний и опыт применения цементно-бентонитовых растворов с большим количеством глинопорошка в смеси показал, что растворы по мере увеличения температуры и давления приобретают повышенную консистенцию и являются причиной высоких давлений в процессе цементирования. В связи с этим требуется либо увеличение водосмесового отношения ЦБР, что не всегда возможно ввиду ограничения по плотности раствора, либо увеличения дозировки реагентов замедлителей - пластификаторов. В последнем случае отрицательным моментом является увеличение времени начала затвердевания верхней части столба цементно-бентонитового раствора, располагаемого температур +25 - +35°С и формирования камня необходимой прочности только по истечении 26 часов.

Для повышения качества крепления глубоких высокотемпературных скважин в настоящее время ТюменНИИГипрогаз разработаны и апробированы облегченные тампонажные растворы с кремнеземсодержашими высокодисперсными облегчающими добавками: высокодисперсным кремнеземом, диатомитом, алюмосиликатными микросферами. В отличие от глинопорошка указанные добавки обеспечивают быстрый набор прочности формирующегося камня в диапазоне умеренных температур и сохранение основных его характеристик при повышенных температурах.

Наибольшее применение при цементировании эксплуатационных скважин на основных газовых месторождениях севера Тюменской области получили облегченные тампонажные растворы с добавками алюмосиликатных полых микросфер - так называемые ОТРАМС.  Основным преимуществом ОТРАМС является возможность приготовления облегченных растворов в широком диапазоне плотностей (от 1250 до 1630 кг/м ) с регулируемыми сроками твердения при различных температурах и формирующих камень по прочности, соответствующей требованиям ГОСТ 1581-96 и отраслевым РД.

Указанные положительные свойства обуславливаются невысокой плотностью АСПМ, которая составляет 500-700 кг/м³, и высокой ее дисперсностью. Поэтому требуется значительно меньшее водосмесевое отношение для получения систем одинаковой плотности и консистенции по сравнению с ЦВР и ЦБР.

Алюмосиликатные полые микросферы (АСПМ) получают из водной суспензии золы, образующейся при водном осаждении продуктов сжигания каменного угля из отводимого с ТЭЦ печного газа. АСПМ. Выпускаются по ТУ 21-22-37-94 и представляют собой правильные сферы со сплошными непроницаемыми стенками, внутренняя полость которых заполнена азотом и двуокисью углерода. По химическому составу оболочки микросферы представляют собой в основном окислы алюминия и кремния в сочетании с небольшими количествами окислов железа, кальция, магния, натрия и др. Благодаря такому составу оболочки АСПМ могут участвовать в формировании структуры цементного камня и способствуют дополнительному повышению его прочности.

К настоящему времени с использованием ОТРАМС зацементировано более 850 обсадных колонн глубиной от 550 до 3100 м на 10 газовых и газоконденсатных месторождениях. Выход облегченного тампонажного раствора на устье получен в 95 % скважин. Отмеченные случаи недоподъема обусловлены возникновением поглощения тампонажного раствора во время продавливания из-за неправильного подбора плотностей составного столба, а также недостаточного объема тампонажного материала из-за отсутствия кавернограммы.

В случае цементирования эксплуатационных колонн для разработки сеноманской залежи (глубиной до 1500 м) наиболее лучшие показатели по прочностным характеристикам и адгезии цементного камня к металлу были получены в случае использования в качестве ускоряющей добавки хлористого натрия. При этом прочность на изгиб цементного камня облегченного цементного раствора через 48 часов и адгезия к металлу в 1,5-2 раза выше, нежели у составов ОЦР с добавками СаС₁₂.

Для устранения усадочных деформаций и обеспечения более прочного контакта между формирующимся цементным камнем и обсадными трубами в межколонном пространстве ТюменНИИгипрогаз предложено использовать расширяющиеся облегченные тампонажные растворы. В качестве расширяющейся добавки первоначально применятась композиция «гидрокарбоалюминат + гипс» (патент РФ № 211141). В этом случае эффект расширения достигается в результате взаимодействия двуводного гипса и карбоалюмината кальция с образованием эттрингита, который имеет больший объем, чем исходные компоненты, и процесс твердения портландцементного раствора происходит с объемным расширением.

Основной объем применения расширяющихся тампонажных растворов с ПСА и гипсом - цементирование промежуточных и эксплуатационных колонн в интервалах продуктивных пластов при температурах +20 - -35°С. В настоящее время апробированы системы с другими разновидностями расширяющихся добавок, обеспечивающих увеличение объема тампонажного камня преимущественно за счет образования гидроксидов на начальной стадии твердения.

Дальнейшее совершенствование рецептур облегченных тампонажных растворов связано с применением новых полимерных реагентов-стабилизаторов в условиях повышенных температур, а также тампонажных суспензий, формирующих низко проницаемый камень с высокими адгезионными свойствами и деформативной стойкостью к воздействию циклически изменяющихся давлений и температур на этапах освоения скважин и длительной их эксплуатации.

Материалы международной конференции "Нефть и газ арктического шельфа - 2004"