Аренда офисов в Мурманске

 

Главная Типы применяемых облегченных тампонажных растворов для крепления скважин
Типы применяемых облегченных тампонажных растворов для крепления скважин Печать E-mail

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.


при цементировании эксплуатационных скважин на газовых месторождениях севера Тюменской области получили применение облегченные тампонажные растворы


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" 


busy
 

Добавить комментарий

Защитный код
Обновить

Язык сайта:

English Danish Finnish Norwegian Russian Swedish

Популярное на сайте

Ваш IP адрес:

54.198.165.74

Последние комментарии

При использовании материалов - активная ссылка на сайт https://helion-ltd.ru/ обязательна
All Rights Reserved 2008 - 2017 https://helion-ltd.ru/

@Mail.ru Яндекс.Метрика
Designed by Helion LTD