тампонажні цементи
При розвідувальному і експлуатаційному бурінні неф-тяних і газових свердловин, а також при капітальному їх ремонті застосовують тампонажні цементи, представ-ляющие собою в основному різновиди портландцем-мента. Тампонажні цементи використовують для цементи-вання нафтових свердловин, мета якого - изолиро-вать продуктивні нафтоносні шари від водоносних, а також відокремити нафтоносні шари один від одного при многопластових покладах нафти. Цементування (там-понірованіе) - дуже відповідальна стадія складного процесу буріння; якість цементування часто ОППО. деляет ефективність експлуатації свердловини, а при розвідувальному бурінні - можливість правильної оціню-ки запасів продуктивних нафтоносних шарів в іс'сле- 'дуємо родовищі.
При цементуванні свердловини в неї опускають ко-лонни обсадних сталевих труб різного діаметру і заповнюють утворилося кільцевий простір між стінками свердловини і зовнішнім діаметром труб швидкотвердіючу цементним розчином. Відо-стни кілька методів цементування свердловин: пря-мій цементування, монтажна заливка, цементування хвоста, цементування через заливальні труби при ремонтних роботах, зворотне цементування, мно-гоступенчатая заливка і ін. Різноманіття методів обумовлюється специфічними особливостями місце-народжень, різним характером розташування про-дуктівних і водоносних шарів, наявністю тріщин і ка-верн в породах і ін.
Найбільш поширене пряме цементування. Через колону сталевих труб, опущену на рассчи-танную глибину і відповідним чином подвешен- 'ву, подається глинистий розчин для промивання сква-жін перед цементуванням. Після промивання в колон-ну опускають так звану нижню пробку з цент-ральних отвором, закритим скляною пластиною. Пробка щільно прилягає до стінок труб. Потім на опу-щенную пробку в колону швидко накачується з по-міццю цементувальних агрегатів цементний розчин в заздалегідь розрахованому обсязі, після чого туди опускаючи-ють верхню глуху пробку. Нарешті, на верхню проб-ку накачується під великим тиском глинистий рас'твор, в результаті чого цементний розчин, заклю-чений між нижньою і верхньою пробкою, рухається вниз. Коли нижня пробка досягає заздалегідь установ-ленного на обсадних трубах наполегливої кільця, неяк-до підвищується тиск, і скло нижньої пробки раз-давлівается. Цементний розчин через утворила-ся отвір проходить в забій і в затрубний кільцевий простір, видавлюючи, в свою чергу, знаходив-ся в свердловині після буріння глинистий розчин. Коли верхня пробка сідає на нижню, що помітно по різкого підвищення тиску па манометрі (гирло свердловини), рух глинистого розчину пріостанав-ється.
Встановлено, що глинистий розчин негативно впливає на твердіння цементу при їх змішуванні, ко-ли цементний розчин проходить в затрубний простору-ство. Перфорація цементного каменю в свердловині також впливає на його міцність, знижуючи її в залежності від багатьох факторів і особливо від виду перфораціі- 'кульової або торпедної. Вкрай важливо, щоб при це-ментірованіі підйом цементного розчину в затрубному просторі здійснювався з певною швидкістю не менше 1,5 м / с. Це сприяє кращому очищенню сте-нок свердловини від глинистої кірки і утворення більш стійкого цементного кільця. Під час цементування точно контролюють обсяги цементного розчину і про- давочной рідини, закачуваних в колону, і ре-тельно стежать за зміною тиску розчину. Екзо - Термія цементу сприяє підвищенню цього тиску-ня. Після перевірки висоти підйому цементного раст-злодія в затрубному просторі свердловину залишають в спокої приблизно на 18 і рідше 48 ч до повного затвердити-вання цементу. Зазор між стінкою свердловини і на-ружной діаметром обсадних труб, заповнений це-цементних розчином, становить приблизно 15-50 мм.
Після закінчення встановленого терміну твердіння це-цементних розчину обсадних колон випробовують на герметичність шляхом «опресовування», при цьому допускає-ся зниження тиску на 0,5 МПа за 30 хв. Після закінчення цих операцій і придбання цемент не-обходимой міцності розкривають продуктивний нафто-носно шар шляхом подальшого пробуріванія цемент-ного каменю на забої або пробивають отвори, по ко-менту, котрим в свердловину надходить нафта. Це здійснює-ся за допомогою порохових або торпедних перфораторів через стінки труб і прилеглий до них цементний ка-мень. В результаті перфорації в цементному камені об-роззуються отвори, через які в колону надходить нафта після зниження рівня рідини в свердловині при тиску нижче пластового тиску нафти.
Які ж специфічні умови служби тампо - ційний цементу в свердловинах? [116]. Слід пам'ятати 'про те, що огляд і точне обстеження стану свердловини неможливі. Це вкрай ускладнює изуче-ня цементу в умовах служби. У міру поглиблення нафтової свердловини в ній підвищуються температура і тиск, що, природно, впливає на процес цементи-вання і якість одержуваного цементного каменю. Встановлено, що підвищення температури з глибиною буріння неоднаково в різних нафтових месторожде-пах. Так, наприклад, є дані вимірювань тим-ператури в ряді свердловин, за якими значення геотер-мічного градієнта становить приблизно 16,5-18,3 м / град. Діапазон коливань пояснюється різною силою припливу верхніх і нижніх вод, причому вважають, що температура нафтових пластів завжди нижче темпі-ратури відносинах. У США на деяких свердловинах при глибині приблизно 7000 м температура на вибої до-ходила до 473 К при тиску 12,5 МПа.
В свердловині створюється високий тиск в результа-ті напору води, газів, нафти, яке при підвищеній температурі впливає на терміни схоплювання цементного розчину і формування цементного каменю. Умови для твердіння цементу в свердловині виключно складні. Пласти порід володіють різною пори-стостью, трещпповатостью і кавсрнозностью. Хати-точне тиск, що випробовується пластом в результаті гідростатичного тиску, створюваного стовпом промивної рідини, збільшує природні тре Київщини в породі і може привести до відходу глинистого, а потім і цементного розчину при цементуванні їм свердловини. Бувають випадки так званого гидравли-чеського розриву пласта, перетоків пластових вод з верхніх па нижні водоносні горизонти і ін. Часто відбувається значне зневоднення цементного розчину внаслідок відсмоктування води пористими шарами породи.
Пластові води в ряді родовищ характери-ся високою концентрацією солей. Є води хлоркальциевого, хлормагніевие, сульфатно-натрієві, а також сульфатно-сульфідні, які надають замет-ное корозійний вплив на цементний камінь осо-бенно в умовах підвищених температур і тиску, коли можлива істотна водопроникність це-цементних кільця. Особливо складні умови служби в газових свердловинах, коли після закінчення цементує-вання відбувається дифузія газу з пласта в свердловину, часто викликає викиди і фонтани.
До перших спроб кріплення обсадних труб для ізоля-ції нафтового пласта від водоносного шляхом цементує-вання Портландцементний розчином були виконані в 1907-1908 рр. і дали позитивні результати в порівняно неглибоких свердловинах. Портландцемент того часу характеризувався порівняно повільним схоплюванням, низькою міцністю і грубим помелом, тому доводилося довго «вичікувати», поки цемент-ний камінь набуде необхідної міцності. Поет-му виникла необхідність прискорити процеси тверде-ня цементу. У той час це досягалося більш тонким помелом цементу, так як пізнання в області хімії цементу були ще недостатні для вибору необхід-мого хімічного складу цементу.
Результати багаторічних досліджень і узагальнення досвіду експлуатації нафтових родовищ дозво-ли визначити найважливіші вимоги до якості там - поіажного цементу. Вони зводяться в основному до следую- 'щему. Цементний розчин (шлам) повинен мати достатню плинністю, що забезпечує можливість швидкого його закачування в колону труб, а потім про - давліванія в затрубний простір. Розчин повинен залишатися рухомим певний час, поки йде цементування. Це досягається при ВЩ - 0,4-0,5. Залежно від температури свердловини диференціювання руются терміни схоплювання цементу.
Тампонажні цементи повинні характеризуватися необхідну міцність в перші дві доби тверде-ня. Міцність затверділого цементного розчину в короткі терміни твердіння повинна забезпечити закріплений-ня колони в стовбурі свердловини, необхідну її устої-тична при розбурюванні і перфорації, ефективну ізоляцію від проникних порід. Якою ж має бути міцність цементного каменю па стиснення, щоб задовольнити всім цим вимогам? Питання це складний. Вважають, що вона повинна становити не ме-неї 2,3 МПа і наближатися до 3,5 МПа при коефі-цієнт запасу міцності в 2-5.
Дуже важливий показник - в'язкість цементного розчину, що характеризує його плинність. Цемент дол-дружин забезпечити отримання розчину хорошій текучості і залишатися рухомим протягом часу, необхід-мого для його закачування і витіснення в затрубний простий-ранство при температурі і тиску, відповідних дайной глибині. Після закачування в свердловину цементний розчин повинен в найкоротший термін купувати соот-ветствующим міцність і зберігати її [41].
Цементний камінь має бути стійок по відношенню до агресивних пластовим водам на глибоких горизонтальних-тах і водонепроникним, щоб захистити продуктив-ні нафтові пласти від пластових вод і обсадних ко-лонну від проникнення кородуючих рідин, з-тримають велику кількість різних солей, а за- часту і сірководень. У початковий період твердіння цементний камінь повинен бути досить пластичною-ним, щоб при перфорації свердловин в ньому не образо-валися тріщини, і в той же час досить долговеч-ним в умовах, коли йому доводиться протистояти впливу не тільки агресивних пластових вод, але і високою температури і тиску. Необхідно враховувати-вать і водоотдачу, яка цілком можлива при нали-ності проникних пластів, що відсмоктують частина води з цементного розчину. Це помітно знижує водоце - менти відношення, що впливає на в'язкість і терміни схоплювання цементу. Крім того, серйозне значення має газопроникність цементного каменю, особливо в газових свердловинах.
Цемент одного різновиду не може задовольнив рять всім вимогам, пов'язаним з різними умо-виями його роботи в свердловинах. Тому цементна промисловість випускає два основних ис-Ходна виду тампонажного цементу. Один з них пред-призначений для цементування «холодних» свердловин і інший - «гарячих». Цементи відчувають відпо-венно при 295 і 348 К. Крім того, освоєно виробництв-під низки спеціальних видів тампонажних цементів. Вимоги до цементів для «холодних» і «гарячих» свердловин досить високі. Стандарт регламентує ж-стки межі для термінів схоплювання: початок не раніше 2 год для застосування цементів в «холодних» скважена-нах і не раніше 1 год 45 хв для «гарячих» свердловин. Ко-нець схоплювання після замішування повинен наступати в цементі для «холодних» свердловин не пізніше 10 год і в цементі для «гарячих» свердловин - не пізніше 5 ч. Цей час необхідний для того, щоб встигнути закачати це-ментний розчин в свердловину і продавити його на нуж-ву висоту в затрубний простір. Межа міцно-сті при вигині призм 4X4X16 см з цементного тесту з В / Ц = 0,5 повинен становити через дві доби - при холодних скважінах'-2,7 МПа, при гарячих через од-ні добу - 3,5 МПа. Цементне тісто має мати таку растекаемостью, при якій розплив зразка у вигляді конуса з цього тесту був би не менше 180 мм.
До тампонажним цементам пред'являються такі ж вимоги щодо допустимого вмісту SO3 і MgO, а також по тонкості помелу і рівномірності зміни об'єму, що і до портландцементу. До клинку-ру цементу для «холодних» свердловин при подрібненні можна додавати: гранульований доменний шлак (не більше 20%), активні мінеральні добавки (не більше 12% маси цементу) або інертні добавки (не більше 10%) - кварцовий пісок або кристалічний вапняк.
Виробництво тампонажних цементів пов'язано з визна-діленими труднощами. Тампонажний цемент для «холодних» свердловин виготовляють головним чином шляхом тонкого помелу (до питомої поверхні 3000-3500 См2 на 1 г клінкеру), сума активних мі-нераль (c3s + c3a) в ньому становить близько 60%, дозуюч-ровка гіпсу підвищена ( 3-3,5% so3).
З метою уповільнення зчеплення тампонажний це-мент для «гарячих» свердловин повинен бути преимущест-венно нізкоалюмінатним. Він призначається для служби при температурі приблизно 348 К - Випускають-ся тампонажні цементи, які містять 3-4% С3А н придатні як для «холодних», так для «гарячих» свердловин. Однак ці стандартизовані цементи не завжди дозволяють забезпечити якісне цементує-вання нафтових і газових свердловин, пробурюють часто в різноманітних складних умовах. Так, на-приклад, часто в глибоких і надглибоких свердловинах температура на вибої буває вище 348 К, доходить і до 473 К при тиску до 70 МПа.
У свердловинах багатьох нафтових районів пластові води надають на цемент сильне корродіруют дію, цементний розчин поглинається трещінова-тими або дренованими пластами. Для цементірова-ня свердловини в таких умовах необхідні цементні розчини з щільністю, що перевищує щільність про-мивочного глинистого розчину. В інших випадках тре-ють, навпаки, цементні розчини зі зниженою щільністю для того, щоб підняти цементний розчин па велику висоту. Специфічні умови створюються 'в газових свердловинах, в яких спостерігається прорив газу через цементне кільце і різьбове з'єднання об-саднити труби п ін. Для служби в таких специфічних умовах розроблені спеціальні види тампонажних цементів, ефективність яких підтверджена на практиці (ГОСТ 1581-78). Обсяг виробництва цих цементів поки обмежений.