Содержание к диссертации
Введение
1. Научно-технические предпосылки создания облегченных и сверхлегких цементных тампонажных материалов 10
1.1. Традиционные облегченные тампонажные материалы на основе портланд цемента 13
1.2. Полые микросферы, свойства и применение в цементных тампонажных материалах 18
1.3. Выводы по главе 1. Цель и задачи. Рабочая гипотеза 49
2. Методики исследований. Материалы. Оборудование 55
2.1. Методики исследований 55
2.2. Материалы 59
2.3. Оборудование 73
3. Цементный тампонажный материал и роль полых стеклянных микросфер 77
3.1. Физическая структура и принцип получения цементного материала. 78
3.2. Полые стеклянные микросферы и прочность цементного камня. 92
3.3. Выводы по главе 3 117
4. Структурообразование цементного материала с полыми стеклянными микросферами 120
4.1. Исследование новообразований в цементном тампонажном материале 120
4.2. Исследование новообразований в цементном тампонажном материале с полыми стеклянными микросферами 155
4.3. Структурообразование в цементной системе с полыми стеклянными микросферами 204
5. Структура и свойства облегченного и сверхлегкого тампонажного раствора и камня с полыми стеклянными микросферами 215
5.1. Структура и свойства облегченного и сверхлегкого цементного тампонажного раствора и камня с полыми стеклянными микросферами, полученных при атмосферном давлении 215
5.2. Структура и свойства тампонажного материала, сформированного при повышенных давлениях 237
5.3. Оптимизация состава цементного тампонажного материала с ПСМС 252
5.4. Сцепление цементного камня с полыми стеклянными микросферами со сталью обсадной трубы 256
5.5. Пористость цементного камня с полыми стеклянными микросферами 259
5.6. Выводы по главе 5 275
6. Технико-экономическая эффективность применения цементных тампонажных материалов с полыми стеклянными микросферами 280
6.1. Коррозия полых стеклянных микросфер в цементном камне 281
6.2. Блок-схема моделирования структуры, свойств тампонажного материала с ПСМС 299
6.3. Экономическая эффективность применения тампонажного цементного материала с полыми стеклянными микросферами 304
Общие выводы. 306
Список литературы. 310
Приложения 348
- Традиционные облегченные тампонажные материалы на основе портланд цемента
- Исследование новообразований в цементном тампонажном материале
- Структура и свойства облегченного и сверхлегкого цементного тампонажного раствора и камня с полыми стеклянными микросферами, полученных при атмосферном давлении
- Экономическая эффективность применения тампонажного цементного материала с полыми стеклянными микросферами
Традиционные облегченные тампонажные материалы на основе портланд цемента
Основными облегченными тампонажными материалами, используемыми при креплении скважин в условиях АНПД и поглощений являются ОЦГ, ЦТО, ЦТОК, МТО[46,47, 97-99]: При этом, если ОЦГ и ЦТО приготавливаются в заводских стационарных условиях, то остальные готовятся путем смешивания портландцемента и облегчающих добавок в условиях базы или буровой. ОЦГ — облегченный цемент для горячих скважин (от 50 до 100 С); средняя плотность раствора — 1,45... 1,5 г/см3; В/Ц = 0,95... 1,05; прочность камня в возрасте 2 сут. при изгибе— 1,5...4,5 МПа; при сжатии — 4... 18 МПа. Выпускается по ТУ 39-01-08-469-79. ЦТО — цемент тампонажный облегченный (15;..250 С); получается при смешении фильтроперлита с ПЦТ; средняя плотность раствора— 1,35...1,65 г/см3; В/Ц = 0,65... 1,25; прочность камня в возрасте 2 сут. при изгибе — 2,2...4,5 МПа. ЦТОК — цемент тампонажный облегченный коррозионностойкий выпускается по ТУ 39-0147009-010-89, получается при смешении ПЦТ и керогена (15... 150 С); В/Ц = 0,58...0,73; прочность камня в возрасте 2 сут. при изгибе — 2,0...4,4 МПа; средняя плотность раствора— 1,35... 1,65 г/см3. МТО— материал тампонажный облегченный состоит из ПЦТ и вспученного перлитового песка; В/Ц = 0,55...0,75; прочность камня в возрасте 2 сут. при изгибе — 2,0...4,4 МПа; средняя плотность раствора— 1,45... 1,55 г/см3; прочность камня в возрасте 2 сут. при изгибе — 1,2... 1,7 МПа.
В качестве облегчающих добавок используется, как правило, керамзит, вспученный перлит, фильтроперлит, вермикулит, нефтяной кокс, шлифованная пыль, асбест, кероген (получается из горючих сланцев), глинопорошок, диатомит, опока, трелел, мел, гидролизный лигнин, торф, резиновая крошка, шлак, зола, зола-унос. Удельная прочность керамзита- 100 МПа при насыпной плотности 0,25 г/см3 и прочности при сжатии в цилиндре 25 МПа (по данным [129]), а при прочности 50 МПа и плотности 0,4 г/см3 - 125 МПа. Однако, по данным Д.В.Орешкина керамзит с плотностью 0,25 г/см3 начинает разрушаться при объемном сжатии 5 МПа, а с плотностью 0,4 г/см3 - 10 МПа. Поэтому реальная удельная прочность будет: 20 и 25 МПа соответственно. Более тяжелый керамзит использовать нецелесообразно.
Вспученный перлитовый песок (ВПП) имеет удельную прочность 53,3 МПа при насыпной плотности 0,15 г/см3 и прочности при объемном сжатии -8 МПа; фильтроперлит (ФП) - удельную прочность - 66,7 МПа при насыпной плотности 0,075 г/см3 и прочности 5 МПа.
Вспученный вермикулитовый песок (ВВП) имеет удельную прочность -26,7 МПа при насыпной плотности - 0,15 г/см3 и прочности при объемном сжатии -5 МПа.
В табл. 1.1.1 приводятся свойства облегченных тампонажных материалов на основе тампонажного портландцемента - ПЦТ. Таблица составлена по данным [46, 47, 69, 97, 98].
А.П. Меркин, Б.С.Сардаров, М.И.Зейфман [260] разработали теплоизоляционный материал - стеклопор, получаемый из вспученного жидкого стекла. Этот материал имеет насыпную плотность от 25 до 100 кг/м3 и гранулы с размерами от 2 до 20 мм. Прочность при объемном сжатии— от 0,5 до 2 МПа, удельную прочность до 20 МПа. Для цементирования скважин подходит по размерам подходит только тяжелый стеклопор марки Т с насыпной плотностью 100 кг/м3. Он был испытан Д.В.Орешкиным и Г.А. Белоусовым. Результаты приведены в табл. 1.1.2.
При достаточно хороших показателях свойств стеклопор разрушается (схлопывается) при давлении до 2 МПа и имеет низкую водостойкость. Сейчас не выпускается.
Ю.Р. Кривобородов [144] в качестве облегчающих добавок применял микрокремнезем (отход производства ферросилиция) и перлит. Плотность раствора составляла 1,4...1,47 г/см3 при В/Ц = 0,7...0,8. Прочность камня в возрасте 2 сут. составляла 2...2,3 МПа. Снизить еще больше среднюю плотность раствора при использовании этой добавки трудно.
Большинство добавок требует повышенного содержания воды, за счет чего снижается плотность тампонажного раствора до 1,3... 1,6 г/см3 , но при этом уменьшается стабильность раствора, повышается водоотделение и ухудшаются физико-механические свойства камня [69, 97, 98, 273].
Как было указано выше, при цементировании некоторых скважин плотность цементного раствора оказывается недостаточно облегченной. Однако, при использовании способа высокого водозатворения среднюю плотность меньше 1,3 г/см3 получить невозможно из-за расслаиваемости смеси и катастрофического снижения прочности: вплоть до минимальных значений (ниже разрешающей способности силового оборудования). Водоотделение, по данным Г.А.Белоусова [69], при средней плотности раствора 1,3... 1,45 г/см оказывается 8... 10 % при атмосферном давлении и до 20 % — при давлениях от 10 до 30 МПа.
Большинство ученых согласны, с высказанным ранее мнением, о том, что тампонажный цементный раствор с плотностью меньше 1,3 г/см3 , используя традиционные пористые заполнители, при выполнении требований по растекаемости, однородности раствора, прочности камня, получить невозможно. Тем более, что под действием давления происходит разрушение наполнителя, при этом образуются новые активные поверхности, которые адсорбируют на себе воду из раствора. В результате чего, раствор становится непрокачиваемым. [69, 188 и др.].
Все пористые наполнители для облегченных тампонажных материалов с насыпной плотностью до 300 кг/м3 не выдерживают давления при объемном сжатии больше 5 МПа, а с насыпной плотностью от 350 кг/м3 и выше - 10 МПа. Причем разрушение происходит катастрофическое, то есть быстротечное во времени.
Детальные исследования, проведенные автором [69, 188 и др.], показали, что традиционные смеси можно применять для условий, где несущая способность пластов, которые пересекает ствол скважины, соответствует или больше средней плотности раствора.
Результатом, проведенных автором исследований стало промышленное внедрение полученных данных в ООО "Лукойл-Нижневолжскнефть". Цементирование с использованием в цементном растворе фильтроперлита проведено на 11 скважинах, а со вспученным перлитовым песком - на 12 скважинах. Стандартным считается цементный раствор, получаемый на обычном ПЦТ, с В/Ц = 0,5 и растекаемостью от 18 до 25 см, для облегченных - 20...25 см.
В.П. Детков [104, 105] предлагает использовать аэрированные цементные суспензии. С помощью аэрирования можно получать системы с плотностью 0,15...0,2 г/см для буферных жидкостей и 0,3... 1,3 г/см - для тампонажных растворов. Однако, такие суспензии не устойчивы, имеют растекаемость не более 14 см и, по мнению самого же автора эффект аэрации исчезает при давлении 4,5 МПа и температуре 75 С [104, С. 45]. Эти давления соответствуют глубине скважины примерно 450...500 м. Исчезновение эффекта аэрации при таких давлениях подтверждают Г.А. Белоусов и В.Ф. Янкевич. Более того, тампонажные камни в возрасте 2 сут. с плотностью менее 1 г/см3 имеют практически нулевую прочность на растяжение при изгибе и 1,3... 1,4 МПа - при сжатии. Следовательно, по прочности на растяжение при изгибе и растекае-мости такие тампонажные системы не соответствуют стандартам РФ. Под действием сначала возрастающего, а затем уменьшающегося горного давления, у таких тампонажных растворов резко возрастает плотность, и они становятся непрокачиваемыми, т.е. возникает аварийная ситуация. Именно по этому аэрированные системы не нашли широкого применения при цементировании нефтяных и газовых скважин. Их можно, по всей видимости, использовать лишь для цементирования кондуктора. Для повышения стабильности таких систем производится аэрирование при повышенных давлениях. Однако, изменение давления в скважине также приводит к образованию каналов (хотя и в меньшей степени, чем при аэрировании при атмосферном давлении): особенно по обсадной трубе.
Исследование новообразований в цементном тампонажном материале
В главе 3 установлено, что полые стеклянные микросферы проявляют пуццоланическую активность. Это связано с тем, что ПСМС имеют в своем составе до 70...80% аморфного, т.е. активного кремнезема (табл. 4.1.1).
Для точности сравнения в этой главе все химические и рентгенофазовые анализы входящих в состав компонентов, выполнены заново.
В работе [315] установлено, что адсорбционные свойства поверхности кварцевых наполнителей определяют процессы структурообразования твердеющих цементных композиций и прочностные свойств получаемых материалов. Поверхность наполнителя имеет активные центры Льюиса (апротон-ного типа) и Бренстеда как кислотного, так и основного типа. М.М: Сычев в [276,277] пишет о любой поверхности как особом состоянии материала, свойства которой отличаются от свойств материала в объеме. В результате адсорбции возникают электронные уровни, и поверхностные силы убывают по мере удаления от поверхности. При слабом взаимодействии возникает физическая адсорбция. Более сильное - вызывает хемосорбцию и даже ионосорб-цию. При этом происходит ионный обмен между поверхностью и зоной проводимости (например, с раствором диссоциированных ионов цементного теста возникают ионные связи). Возможно возникновение и ковалентных связей.
Наличие центров кристаллизации на минеральных подложках в цементных системах с наполнителями отмечают в своих работах В.И. Соломатов [268,269,276,277], М.М; Сычев [274,276,277]. В.Г. Батраков рассматривает микрокремнезем не только как связыватель портландита и других продуктов гидратации, но и с точки зрения его гидравлической активности, удельной поверхности, гранулометрического состава, определяющих водопотребность [23, С. 540].
Учитывая поверхностную активность микросфер, связанную с их размерами, можно утверждать, что в таком случае структурообразование в цементной системе будет состоять из двух одновременных процессов. Макроцентрами кристаллизации могут быть микросферы и мельчайшие частицы цемента.. На их поверхности, в свою очередь, есть микроцентры кристаллизации. Изучение влияния микроцентров кристаллизации силикатов (например, Льюиса и Бренстеда) на их структуру и свойства требуют чистых веществ, уникальных методик и оборудования. Разработана теория таких процессов именно на особо чистых материалах и моновеществах.
Большая работа по использованию этих фундаментальных исследований и доработка их для процессов гидратации цементного камня проделана В;Г. Батраковым, М.М. Сычевым, П.Г. Комоховым, В;И. Соломатовым. Однако, рассмотрение сложнейших системна основе портландцемента с позиций моновеществ носит во многом умозрительный, предположительный характер. В состав алита, например, входит до 15 элементов таблицы Д:И. Менделеева: его основные элементы представлены в табл. 4.1.4. Идентифицировать эти микроцентры в многокомпонентной системе, какой является цементная, очень трудно, особенно со структурной стороны процесса (молекулярного и атомарного уровня). Поэтому предлагается рассмотреть макроцентры кристаллизации: ПСМС и мельчайшие частицы цемента. Такой процесс можно увидеть с помощью современных сканирующих микроскопов. Затем проанализировать на микроанализаторе и рентгеновском дифрактометре. Тем более, что процесс структурообразования в цементной системе с полыми стеклянными микросферами в современной научной литературе не рассматривался.
После смешивания цемента, воды и АПСМС получается тампонажный раствор, свойства которого даны в табл. 4.1.2. Поскольку система цементная, то в реакции гидратации вступают минералы, присущие портландцементу: алит, белит, трехкальциевый силикат, четырехкальциевый алюмоферрит, стекла и гипс. Можно предположить, что в процессе гидратации примут участие ПСМС. Для этого есть все предпосылки, которые рассмотрены в 3 главе.
Большой вклад в теорию гидратации цемента внесли: Ю.М. Баженов, Г.И; Горчаков, Л.А. Алимов, И.Н. Ахвердов, В.Г. Батраков, П.П. Будников, Ю.М. Бутт, А.В. Волженский, В.В. Воронин, B.C. Горшков, Л.Д. Ершов, П.Г. Комо-хов, И.В. Кравченко, Т.В. Кузнецова, В.Г. Микульский, О.П. Мчедлов-Петросян, С.Д. Окороков, СМ. Рояк, И.А. Рыбьев, Г.П. Сахаров, М.М: Сычев, В.В. Тимашев, Н.А. Торопов, А.В. Ферронская, М.И. Хигерович, Ю.В. Чистов, Б.Э. Юдович, В.Н. Юнг, З.Б. Энтин, Х.Ф.У. Тейлор, Т.К. Пауэре, Р. Богг, Т.Л. Браунярд, С. Брунауэр, Д.Л. Кантро, Р. Турричиани и др.
В последние годы много внимания уделяется многокомпонентным цементам [144,215,322,323,419], в том числе, и алюминатным и сульфоалюминат-ным [246, 255]. К таким цементам можно отнести тампонажные материалы с полыми стеклянными микросферами.
Для предотвращения агрегации микросфер и лучшей адгезии с, например, эпоксидными смолами, их покрывают аппретом у - аминопропилтриэтокси-силаном: у - NH2-(CH2)2,Si(OC2H5)3. По данным [7,328] аппрет легко смывается водой с поверхности микросфер. Расход аппрета составляет 0,3% от массы микросфер, или от 0,03 до 0,09 % от массы портландцемента. Тем не менее, происходит снижение расхода воды до 18 % при расходе микросфер от 10 до 30% и объемная гидрофобизация цементного камня. Аппрет уменьшает смачивание микросфер за счет компенсации поверхностной активности микросфер, связанной с их размерами и природой. После этого начинается образование новых гидратных веществ. Новообразования своей поверхностью адсорбируют воду затворения на смачивание, срастаются между собой. Между ними также происходит защемление объемной воды [16,23,64,87,86,143,177, 303]. Система загустевает, происходит снижение прокачиваемости (табл. 4.1.2) и схватывание цементного теста, набор прочности.
По мнению А.В. Волженского [64] состав новообразований зависит от химического и минерального составов цементов, от температуры, при которой взаимодействуют компоненты.
В исследованиях указанных ученых детально разработаны вопросы гидратации минералов ПЦ, поэтому перед автором стояла задача разработать основы теории структурообразования цементной системы с ПСМС (АПСМС). Причем, выявить и объяснить физические процессы влияния микросфер и специфические (эксклюзивные) новообразования, формирующиеся под действием ПСМС и при взаимодействии их поверхности с ионами и продуктами ПЦ. Актуальность этой проблемы заключена в отсутствии исследований.
Для решения такой проблемы был разработан алгоритм. В него входит идентификация микрофотографий, рентгенограмм, расшифровка химического анализа продуктов гидратации в системе ПЦ и АПСМС с выявлением специфических, только образованных непосредственно с участием составляющих стекла и на поверхности стекла микросфер новообразований. Анализ макроцентров структурообразования.
Было уже указано, что цементный раствор с аппретированными микросферами имеет меньшую водопотребность, чем обычные ПСМС. Характер взаимодействия неаппретированных ПСМС с цементными ионами при гидратации более выраженный, чем с АПСМС. Этому будут посвящены исследования структурообразования цементных систем с микросферами и суперпластификатором С-3 при температурах в многолетних мерзлых породах - ММП (0...-8 С). Тема большой и кропотливой новой работы.
В стандартах на обычные тампонажные цементы указывается две температуры формирования структуры камня за двое сут. твердения - (20±2)С и (75±2)С. Поэтому для корректного сравнения структурообразования при этих температурах были проведены комплексные исследования для тампонажного цементного раствора на основе чистого цемента и с полыми стеклянными микросферами (АПСМС).
Структура и свойства облегченного и сверхлегкого цементного тампонажного раствора и камня с полыми стеклянными микросферами, полученных при атмосферном давлении
Существующие тампонажные растворы обладают многими недостатками, связанными с высоким водозатворением. Высокое водосодержание, как известно, ухудшает физико-механические характеристики цементного материала: прочностные, трещиностойкость, а также повышает водопоглощение, различную проницаемость. При этом образуются сквозные капилляры, полости и другие дефекты структуры. Для тампонажных цементов применяют различные добавки для пластифицирования и гидрофобизации смеси: например, ССБ, СНВ; смолы на основе фенолов. Однако, появление суперпластификаторов ставят их на первое место по эффективности для снижения воды затво-рения и повышения за счет этого прочности камня при требуемой растекае-мости раствора.
Почти все свойства и структура цементного камня зависят от водоцемент-ного отношения [23,69,186,87,271]. Так, существенное влияние на прочностные характеристики, трещиностойкость, водопоглощение, различные прони-цаемости, морозостойкость оказывает снижение до разумных пределов водо-цементного отношения..Это достигается введением в бетонную смесь гидро-фобизаторов и суперпластификаторов. Существуют и комплексные добавки, объединяющие в себе эти компоненты. Более мелкие частицы являются более активными адсорбентами, чем более крупные зерна [23,69,186,87,271 ]. Учитывая это, применение гидрофобизатора совместно с суперпластификатором оправдано тем, что при этом значительно снизится В/Ц со всеми положительными последствиями. Совместное ведение двух данных компонентов позволит избирательно хемосорбироваться на C3S, C2S, C4AF цементного клинкера гидрофобному пластификатору, а гидрофильному - на СзА, расширяя, этим площадь сорбента.
Гидрофобизированные бетоны и растворы долговечны [23], гидрофобиза-торы улучшают свойства цементных материалов к действию воды, агрессивных жидкостей и замораживания. Уменьшение капиллярного всасывания, во-допоглощения и водопроницаемости, а также повышение морозостойкости объясняется, главным образом, гомогенизацией бетонной (растворной) смеси в целом вследствие улучшения ее удобоукладываемости, а также изменением структуры цементного камня, так как поры располагаются более равномерно, и они более мелкие, чем в цементном камне без добавок.
Очень важным обстоятельством при применении гидрофобизаторов является более плотная структура цементного камня и лучшая, по сравнению с бездобавочной, гомогенизация смеси, что весьма актуально для тампонаж-ных цементных растворов.
Гидрофобно-пластифицирующие добавки, независимо от способа введения (или гидрофобизованный цемент, или с водой затворения), уменьшают на 8-10 % водопотребность, то есть пластифицируют бетонную смесь и раствор, практически не вызывая дополнительного воздухововлечения [23, ,87,271].
Наиболее технологичными гидрофобно-пластифицирующими являются добавки, которые могут вводиться с водой затворения, например, мылонафт, ГКЖ-10, ГКЖ-11. Гидрофобизация цементных материалов позволяет снизить первоначальную влажность материала, улучшить структуру, уменьшить капиллярное всасывание, водопоглощение, сорбцию водяных паров, повысить морозостойкость, снизить усадочные деформации, повысить однородность строения и свойств, а также повышает коррозионную стойкость [23].
Гидрофобно-пластифицирующие добавки измельчают структуру, уменьшают диаметр пор, то есть являются мощным модификатором структуры цементных систем.
Таким образом, комплексное применение гидрофобизаторов и суперпластификаторов значительно расширяет поверхность сорбента цементных, частиц, а, возможно, и частицы заполнителя будут вовлечены в данный процесс.
Суперпластификаторы имеют неоспоримые преимущества перед обычными пластификаторами по основному действию на цементные системы, поэтому, видимо, нет смысла останавливаться на описании последних. Первые уже широко используются в мире в цементных материалах для городского строительства. Однако - производство СП С-3 в 1989 г. было лишь 60 тыс. тонн, что значительно ниже тех потребностей, которые существовали в то время. Сейчас выпуск С-3 существенно ниже, чем в 1989 г.
Очень часто суперпластификаторы (СП) применяют с другими добавками, придающими отдельные свойства смеси, улучшающие реологические свойства. СП хорошо взаимодействуют с кремнийорганическими гидрофобизаторами, например, АГМ-9 [69,186]. Именно таком аппретом покрыты аппретированные полые стеклянные микросферы - АПСМС, широко применяемые при цементировании нефтяных и газовых скважин [69Д86].
Высокая удельная прочность (до 80 и более МПа), а также прочность при сжатии и изгибе, возможность получения средней плотности тампонажного раствора вплоть до 1 г/см3, делает полые стеклянные микросферы единственным наполнителем, способным обеспечить защиту ММП от растепления. Причем, играя еще и роль цементного кольца в затрубном пространстве.
Микросферы, технология их получения, применения в тампонажных растворах и других композиционных материалах известны в мировой практике. ПСМС выпускаются в России, США, Франции, Японии, Польше, Финляндии и др. странах мира.
В России и мире газ и нефть добываются, в основном, в труднодоступных регионах: Севере Западной Сибири, Европейской части нашей страны, шельфах Каспийского, Охотского, Северного и др. морей, а также Ближнем Востоке и др. регионах. В этих районах нефтегазовая скважина при ее строительстве проходит различные грунты, в том числе, с низкой несущей способностью и многолетние мерзлые породы - температура таких пород обычно составляет 0...-8 С, а мощность 30 до 400 м. Газ, например, в районе полуострова Ямал на устье скважины имеет температуру от 10 до 30 С [41]. Это означает, что скважины будут представлять собой постоянно действующие источники тепла внутри толщи ММП, что неизбежно приведет к их оттаиванию. Если же породы имеют повышенную льдистость (как на Ямале, например, до 80 %), то при оттаивании у них в ряде случаев не просто снижаются прочностные и деформативные характеристики, а полностью нарушается связность, несущая способность снижается до нуля. Такие процессы могут привести к потере устойчивости ствола скважины и даже — к ее обрушению [41,57-60,272]. Таким образом, несоответствие уровня тепловых нагрузок энергетическому потенциалу саморегуляции комплекса ММП является большой народнохозяйственной проблемой, поскольку растепление многолетних мерзлых пород приносит огромный вред экологии и приводит к значительным экономическим потерям: стоимость одной нефтяной или газовой скважины достигает нескольких десятков миллионов долларов. Проблемой растепления ММП при строительстве и эксплуатации скважин в нашей стране начали заниматься с середины 70-х годов.
Основными причинами снижения эксплуатационной надежности конструкции скважины [69,186 и др.] являются негерметичность затрубного пространства, образующегося из-за осадки верхней части ММП и просадки обсадной колонны благодаря потере сцепления цементного кольца с мерзлыми породами при оттаивании. При положительных температурах пород такие явления могут произойти в условиях аномально низких пластовых давлений (ЛНПД). Такие неблагоприятные условия наблюдаются во всех нефтегазодобывающих регионах мира. Более того, страны, ведущие разведку и добычу на Северном море, запрещают таковые действия в условиях АНПД:
Авторами [69,186] предложены варианты расчета и прогнозирование тепловых процессов, происходящих со стволом скважины в условиях ММП в зависимости от теплофизических характеристик материалов.
Требуемое значение термического сопротивления не рассматривается, то есть отсчет ведется не от цели, а от исходных параметров, что, по нашему мнению, не отражает всю полноту многофакторной задачи. Значение термического сопротивления должно быть задано изначально, исходя из изменения границ температуры ММП на данном участке скважины. Такие исследования должна лечь в основу разработки нормативной документации цементирования нефтегазовых скважин в условиях многолетних мерзлых пород.
Экономическая эффективность применения тампонажного цементного материала с полыми стеклянными микросферами
Расчет экономического эффекта от внедрения при креплении нефтяных и газовых скважин облегченного и сверхлегкого тампонажного раствора с полыми стеклянными микросферами приводится в прил. 3 и 4. Он составит свыше 80 млн. руб. Это говорит о том, что цементный тампонажный материал с полыми стеклянными микросферами весьма эффективен не только с технической точки зрения, но и с экономической.
Техническая эффективность тампонажного материала с ПСМС и АПСМС выражается в:
- повышенной прочности на сжатие, растяжение при изгибе, сцепления со стальной обсадной трубой;
- низкой стабильной независимо от давления средней плотности раствора и высокой его удельной прочности;
- высоких теплозащитных свойствах;
- повышенной однородности и нерасслаиваемости в процессе цементирования;
- возможности цементировать любые нефтяные и газовые скважины с самой низкой несущей способностью пластов, т.е. при аномально низких пластовых давлениях;
Происходящая на поверхности стенок микросфер коррозия упрочняет контактную зону и повышает трещиностойкость камня. Сопротивление образованию трещин будет повышаться по мере растворения стенок микросфер и ликвидации контактной зоны микросфер с цементной матрицей. Следовательно, процесс коррозии стеклянных микросфер в цементном камне оказывает положительное влияние на трещиностойкость и повышает долговечность цементного камня в затрубном пространстве и надежность всей конструкции скважины в целом. Полые стеклянные микросферы необходимы только для операции по цементированию затрубного пространства скважины до набора тампонажным камнем требуемой прочности. Использование ПСМС (АПСМС) позволяет цементировать нефтяные и газовые скважины глубиной до 3000 м в любых горногеологических условиях. Растворение со временем микросфер в цементном камне уплотняет и упрочняет бывшую контактную зону, что дополнительно снижает проницаемость цементного камня и вероятность нефтегазопроявлений через цементное кольцо.
Разработанная блок-схема моделирования структуры и свойств цементного тампонажного материала с полыми стеклянными микросферами включает в себя принципиальную схему получения такого материала: состав, условия твердения; сформированный цементный камень, структуру и свойства (прочность, сцепление, теплопроводность, термическое сопротивление, влажность и др.). В схеме отражена роль полых стеклянных микросфер на формирование структуры цементного камня в контактном слое ив межмикросферном пространстве. Структуру цементного камня составляют: цементная матрица с капиллярными, воздушными и порами геля, полые микросферы, связанная, законсервированная и адсорбированная вода. Новообразования цементной матрицы на поверхности и внутри полых стеклянных микросфер представлены низкоосновными гидросиликатами кальция, портландитом, гидросиликатами и гидроалюминатами кальция, эттрингитом. Имеются образования, относящиеся только к цементным системам с полыми стеклянными микросферами - боросиликаты кальция, алюмосиликаты натрия. Тампонажный камень по прошествии 13 лет в своем составе имеет также продукты коррозии микросфер, входящие в контактный слой новообразований.
Общий экономический эффект от внедрения при креплении нефтяных и газовых скважин облегченного и сверхлегкого тампонажного раствора с полыми стеклянными микросферами . ставил свыше 80 млн. руб.
