Виды цемента для крепления скважин - Ремонт и стройка от Stroi-Sia.ru
4 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Виды цемента для крепления скважин

Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин

Полный текст:

Аннотация

Ключ. слова

Об авторах

Список литературы

1. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Студенский М.Н. и др. Проблемы горизонтального бурения на залежи битумов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 7. С. 30-34.

2. Катеев Р.И. Крепление скважин в аномальных гидродинамических условиях разработки нефтяных месторождений Татарстана. М.: Наука, 2005. 167 с.

3. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. М.: Недра, 1978.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. 667 с.

5. Данюшевский B.C., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Cправочное руководство по тампонажным материалам. 2-е изд. М.: Недра, 1987. 311 c.

6. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов: Обзорная информация. М.: BНИИ0ЭНГ, 1980. 50 с.: с ил.

7. Агзамов Ф.А., Бабков B.B., Каримов И.Н. О необходимой величине расширения тампонажных материалов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 8. C. 14-15.

8. Каримов Н.Х., Акчурин Х.И., Газизов X.B., Измухамбетов B.C., Каримов И.Н. Способ получения расширяющегося тампонажного материала. Патент РФ № 2105132, 1998. БИ 5, 8 c.

9. Агзамов Ф.А., Тихонов М.А., Каримов И.Н. Bлияние фиброармирования на свойства тампонажных материалов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 4. C. 76-80.

10. Левшин B.А., Новохатский Д.Ф., Паринов П.Ф., Сидоренко Ю.И. Дисперсно-армированные тампонажные материалы // Нефтяное хозяйство. 1982. № 3. C. 25-27.

11. Бабков B.B., Мохов B.Н., Давлетшин М.Б., Парфенов А.В. Технологические возможности повышения ударной выносливости цементных бетонов // Cтроительные материалы. 2000. № 10. C. 19-20.

12. Рабинович Ф.Н. О некоторых особенностях работы композитов на основе дисперсно-армированных бетонов // Бетон и железобетон. 1998. № 6. C. 19-23.

13. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976.

14. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. 293 с.

15. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и буровых растворов. ОТб.: Недра, 2011. 268 с.

16. Кравцов B.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. М.: Недра, 1987. 190 с.

17. Бутт Ю.М., Рашкович Л.Н. Твердение вяжущих при повышенных температурах. М.: Сройиздат, 1965. 224 с.

18. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. ОТб.: ООО «Недра», 2005. 318 с.

19. Каримов И.Н., Агзамов Ф.А., Мяжитов Р.С. Тампонажный материал. Патент № 2530805 РФ, опубл. 10.10.2014, бюл. № 28.

20. Хинт И.А. Основы производства силикальцитных изделий. М.-Л.: Госстройиздат, 1962. 601 с.

21. Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Умралиев Б.Т. Применение дезинтеграторной технологии при получении порошкообразных материалов для строительства скважин. ОТб.: ООО «Недра», 2007. 464 с.

22. Юсупов И.Г., Амерханова С.И., Катеев Р.И. Методика оценки качества строительства скважин и результаты ее применения в ОАО «Татнефть» // Бурение и нефть. 2008. № 9. C. 48-51.

Дополнительные файлы

Для цитирования: Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Мяжитов Р.С. Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин. Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016;(9):26-33.

For citation: Agzamov F.A., Karimov I.N., Myazhitov R.S. Theoretical bases and practice of getting plugging materials for cementing steam injection wells. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2016;(9):26-33. (In Russ.)

Обратные ссылки

  • Обратные ссылки не определены.


Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.

Применение расширяющихся тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ПАО «Газпром Нефть»

Хасаншин Р. Н., Михайлов С.А. ПАО «Газпромнефть-НТЦ»

Журнал «Инженерная практика»

Причинами обводнения скважинной продукции при эксплуатации нефтяных скважин становятся негерметичность эксплуатационной колонны (НЭК), заколонная циркуляция (ЗКЦ), прорыв нагнетаемой воды по наиболее проницаемым пропласткам При этом проведение работ (РИР) часто осложняется различными факторами, такими как большой интервал изоляции (при отключении пластов и интервалов негерметичности), отсутствие количественной и качественной оценки доли поступления водопритока из нецелевого интервала, наличие неоднородного цементного камня за эксплуатационной колонной, высокие перепады давления, а также сложная инклинометрия скважины. Все эти факторы влияют на выбор водоизоляционного состава для проведения ремонтных работ.

В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен опыт применения расширяющегося тампонажного материала (РТМ) при проведении РИР в осложненных условиях.

На сегодняшний день существует большое количество составов для РИР. Эффективность каждого состава зависит от пластовых температур, давлений и приемистости интервала изоляции.

Основной объем работ по устранению заколонных перетоков выполняется с применением тампонажных портландцементов, отверждение которых в результате химической реакции минералов с водой сопровождается эффектом контракции, то есть уменьшения абсолютного объема продуктов реакции по сравнению с объемом исходных веществ.

Также при проведении РИР используются различные растворы на основе микроцементов, гелеобразующие и вязкоупругие составы, смолы

С целью повышения качества РИР рабочая группа экспертов Центра «Газпром нефть», проведя предварительное исследование литературы по данному вопросу, приняла решение об испытании расширяющегося тампонажного материала (РТМ) и проведении работ (ОПР) на активах П и СП «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

РАСШИРЯЮЩИЙСЯ ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ (РТМ)

Расширяющийся тампонажный материал — это смесь стандартного портландцемента с расширяющей добавкой, а также различными химическими и минералогическими добавками. В отличие от стандартного цементного раствора РТМ не дает усадки.

Есть два основных способа получения РТМ. При первом способе внутри образующейся структуры цементного камня возникает химическое соединение больше исходного, что приводит к «раздвижению» кристаллов твердеющего цемента и, соответственно, к увеличению его объема. Получение РТМ по первому способу осуществляется путем ввода в тампонажный состав различных добавок: хроматного шлама, каустического магнезита, раствора бишофита, хлористого натрия и хлористого кальция, смеси гипса и глиноземистого цемента, сульфата натрия, высококальциевых зол, оксида алюминия, пилиоксихлорида алюминия, негашеной извести, а также смеси оксида и феррита кальция [1].

Второй способ заключается в увеличении объема тампонажного цемента за счет газообразования. В тампонажном составе в результате химической реакции выделяется газ, пузырьки которого равномерно распределяются по объему цементного раствора, вследствие чего увеличивается общий объем тампонажного состава [2].

Для ОПР было принято решение о применении в качестве расширяющей добавки гидроксида кальция Ca(OH)2, или гашеной извести, исходным сырьем для которого служит , образующаяся в результате сжигания твердого топлива на ТЭЦ. По химическому, гранулометрическому и составам во многом идентична природному минеральному сырью, представляющему собой тонкодисперсный материал из частиц размером 3–315 мкм.

Тампонажный материал с добавлением гидроксида кальция после гидратации и размещения в запланированном интервале в заколонном пространстве скважины расширяется в процессе образования структуры цементного камня.

МЕХАНИЗМ РАСШИРЕНИЯ

Твердеющая цементная суспензия представляет собой смесь водной фазы и зерен исходного цемента, а также кристаллов новообразований, формирующих пространственный кристаллический каркас. При добавлении в цемент извести (СаО) происходит ее реакция с водой с образованием кристаллов гидроксида кальция Са(ОН)2 (портландита) призматической вытянутой формы. Последние обладают свойством достаточно быстро увеличиваться в объеме, удлиняясь.

Растущие кристаллы раздвигают другие элементы образующейся структуры, приводя к изменению внешних размеров системы. Поскольку кристаллы Са(ОН)2 (портландит) расположены хаотично, то и свободное расширение системы, не ограниченное внешними факторами, происходит равномерно разнонаправленно. При этом несколько возрастает общая пористость системы.

Постепенно прочность пространственного каркаса увеличивается, в нем начинают возникать напряжения, создающие в скважинных условиях кристаллизационное давление цементного камня на ограничивающую поверхность. Возникает механическое давление твердеющего цементного камня на обсадную колонну и стенки скважины.

После набора структурой определенной прочности, а также вследствие значительного снижения скорости реакции гидратации СаО, расширение прекращается. Величина механического давления расширения на ограничивающую поверхность в зависимости от степени обжига извести составляет от 0,6 до 0,8 МПа. Эти данные хорошо согласуются с данными по прочности цементного камня в момент, когда расширение прекращается.

Наглядно процесс расширения стандартного портландцемента можно увидеть на микрофотографиях, предоставленных специалистами Группы Компаний «Сервис Крепления Скважин» (рис. 1, 2).

На рис. 1 представлена поровая структура на основе ПЦТ в возрасте 48 часов, на рис. 2 — процесс расширения: вытянутые кристаллы Са(ОН)2 «раздвигают» кристаллы цементного камня (10 ч твердения). На рис. 3 показана микроструктура цементного камня РТМ в возрасте 48 часов. Отчетливо видны крупные кристаллы портландита, заполнившие поровое пространство цементного камня.

УСЛОВИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ОПР

В период с октября 2016 по январь 2017 года на скважинах добывающего фонда филиала проводились ОПР с подтверждением наличия ЗКЦ по результатам геофизических исследований скважин (ГИС). Всего были выполнены пять . По данным ГИС после проведения РИР было подтверждено отсутствие ЗКЦ на всех пяти скважинах.

Работы проводились в скважинах с умеренными температурами (51–100°С), с линейным расширением тампонажного состава от 8 до 13%. Был подобран состав РТМ с оптимальными реологическими параметрами и положительными показателями, простой в приготовлении в полевых условиях в процессе затворения.

ОПР НА СКВАЖИНЕ СУТОРМИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В скважине Суторминского месторождения с перфорацией пласта БС7 в интервалах 2512–2516 и 2524–2528 м по результатам исследований (ПГИ, азотирование) отмечалось поступление воды через верхние перфорационные отверстия с перетоком с глубины 2457,6 м. Мощность непроницаемых интервалов сверху между верхними водоносным пластом и кровлей пласта БС7 составляет 10 м. Гидроразрыв пласта (ГРП) в скважине не проводился.

Цель РИР — ликвидация заколонного перетока сверху (рис. 4).

Подготовка скважины к проведению РИР осуществлялась по следующему алгоритму:

  • спуск и райбирование эксплуатационной колонны (ЭК) в интервале 2400–2470 м под посадку пакера;
  • отсыпка интервала перфорации до глубины 2513 м;
  • опрессовка ЭК;
  • перфорация спецотверстий (СО) в интервале 2512–2513 м;
  • определение приемистости СО закачкой по ЭК;
  • спуск и посадка технологического пакера на глубине 2442 м.

Основные свойства тампонажного раствора приведены в таблице 1.

ПГИ (азотирование) после проведения работ показали отсутствие ЗКЦ. После завершения ремонта скважина была запущена с дебитом нефти 8,1 т/сут и жидкости — 32,0 м³/сут. Дополнительная добыча нефти с момента проведения составила 3,5 тыс. т при продолжительности эффекта 458 суток.

ОПР НА СКВАЖИНЕ ВЕРХНЕСАЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Далее ОПР были произведены на скважине Верхнесалымского месторождения с большим зенитным углом. По результатам трассерных исследований был выявлен заколонный переток вверх до глубины 3508 м и вниз до глубины 3696 м.

В связи с тем, что пласт AС11.2 перфорирован в интервалах 3608–3622 и 3627–3637 м (общая протяженность интервала перфорации составляет 24 метра) возникла необходимость в ликвидации заколонного перетока сверху и снизу.

Мощность непроницаемых интервалов сверху между верхним водоносным пластом и кровлей пласта AС11.2 составляет 16 м. Мощность непроницаемых интервалов снизу между нижним водоносным пластом и подошвой пласта AС11.2 — 5 м. ГРП на скважине не проводился (рис. 5).

Соответственно результатам ГИС работы были выполнены в два этапа по следующему алгоритму:

  • спуск и райбирование ЭК в интервале предполагаемых работ;
  • перфорация СО в интервале 3661–3662 м;
  • посадка на глубине 3657 м;
  • выполнение первого этапа РИР (ликвидация нижнего перетока);
  • ожидание затвердевания цемента, отбивка забоя; • установка на глубине 3598 м;
  • перфорация СО в интервале 3587–3588 м;
  • посадка на глубине 3550 м;
  • выполнение второго этапа РИР (ликвидация верхнего перетока);
  • ожидание затвердевания цемента;
  • нормализация забоя путем разбуривания цементного стакана и до глубины 3643 м;
  • опрессовка интервала изоляции на давление опрессовки колонны;
  • реперфорация существующих интервалов;
  • трассерные исследования.

Впоследствии на скважине выполнены работы по закачке РТМ по рецептуре . Цель работ — устранение заколонного перетока снизу через интервал СО. Всего было приготовлено и закачано 2,0 м³ раствора при конечном давлении 80 атм. Основные свойства цементного раствора представлены в таблице 2. График закачки представлен на рис. 6.

Далее проводились работы по закачке РТМ по рецептуре с целью устранения заколонного перетока сверху. Всего было приготовлено и закачано 2,5 м³ раствора при конечном давлении 130 атм. График закачки представлен на рисунке 7.

Результаты ГИС и опрессовки интервала подтвердили ликвидацию ЗКЦ.

После завершения ремонта скважина была запущена с дебитом нефти 44,8 т/сут и жидкости — 60 м³/сут.

На текущий момент эффект продолжается, заметного изменения основных параметров не выявлено.

ВЫВОДЫ

По результатам ОПР технология с применением РТМ для ликвидации заколонных перетоков признана успешной. При этом рекомендуется РТМ с линейным коэффициентом расширения от 8 до 13,5%. Процесс расширения состава не должен продолжаться после завершения загустевания.

На скважинах с заколонными перетоками в обоих направлениях рекомендуется проведение работ в два этапа.

Применение расширяющегося тампонажного материала на основе гидроксида кальция показало высокую эффективность на стадии ОПР, успешно проведенных на месторождениях П и СП «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

Список сокращений для таблиц

ВСО — водосмесевое соотношение; Температура ст температура статическая; Температура дн температура динамическая;
Вс — единица измерения Бердена — измерение консистенции цементного раствора при определении на под давлением;
ДНС — динамическое напряжение сдвига;
СНС — статистическое напряжение сдвига;
ПВ — пластическая вязкость.

Технологический процесс цементирования гидросооружений

Цементирование скважины предусматривает поэтапное выполнение следующих работ:

  • замешивание раствора для тампонажа затрубного пространства;
  • подача состава к гидросооружению;
  • закачивание смеси в пространство вокруг обсадной трубы;
  • затвердевание заполняющего раствора;
  • проверка полученного результата после завершения работ.

До начала проведения тампонажных работ рекомендуется выполнить все необходимые расчеты на основе геологических изысканий, учитывая протяженность ствола, который требует цементирования, эксплуатационные параметры конструкции, а также ее техническое состояние.

Кроме того, каждый отдельный этап работ требует применения специализированной техники и оборудования.

Применяемые машины, механизмы и материалы

Все работы по бурению, промывке, герметизации скважин выполняются в полевых условиях. Возникает потребность иметь все механизмы, смонтированные на шасси автомобилей повышенной грузоподъемности и проходимости.

Необходимые машины, механизмы и вспомогательная оснастка для выполнения работ по цементации:

  • машина приготовления пластической герметизирующей смеси (цементосмесительная);
  • агрегат закачки готовой смеси и продавливания в скважине;
  • насос, подающий герметизирующую смесь в колонну;
  • насос, подающий воду в смеситель приготовления смеси;
  • головка промывки ствола скважины перед цементацией;
  • пробки разделительные – только для двухступенчатой заливки;
  • задвижки и вентили высокого давления;
  • специальное распределительное устройство смеси;
  • набор гибких рукавов, металлических шлангов;
  • муфта ступенчатого цементирования;
  • мерные баки для определения количества закачанной смеси.

Правильный подбор вяжущего материала (цемента) в составе герметизирующей смеси обеспечивает:

  • образование после затвердения высокопрочного цементного камня с высокой способностью противостоять агрессивным химическим воздействиям, повышенной прочностью к механическим перегрузкам;
  • хорошую адгезию после затвердения с породами стенок скважины и обсадной трубой;
  • качественное заполнение щелей, скосов и пазух в породе стен скважин;
  • высококачественное твердение и приобретение проектной твердости раствора за указанный период времени.

Кроме выше названных характеристик, герметизирующая смесь должна обеспечить:

  • равномерное заполнение нагнетаемой смеси по длине и окружности скважины;
  • защиту герметизируемой смеси от попадания промывочных остатков.

Такие характеристики смеси достигаются при применении тампонажных цементов, изготовляемых из портландцемента и доменных шлаков. Применение таких цементов позволит получить высококачественный герметизирующий раствор. Дозировка наполнителя и вяжущего средства определяется специальным расчетом, с учетом конкретного места строительства скважины.

Похожие товары

Бентонит ПБМА

Экологически чистый бентонит из высококачественных глин российских месторождений.

Цена за 1 тонну.

Бентонит ППБ

Палыгорскитовый глинопорошок для буровых работ ППБ

Цена за 1 тонну.

Хлористый кальций гранулированный

Вещество обладает отличной растворяемостью и способностью работать при отрицательных/минусовых температурах и при любых условиях — например, при бурении глубоких скважин во время разведки.

+7 (342) 258•37•08 доб. 203
+7•905•860•10•93

Доставка продукции по всей России и за рубеж

Мы доставляем нашу продукцию по всей России в том числе в такие города как: Екатеринбург, Набережные Челны, Казань, Санкт-Петербург, Самара, Томск, Уфа, Октябрьский, Волгодонск, Таганрог, Новороссийск, Нижний Новгород, Новосибирск, Брянск, Тверь, Южно-Сахалинск, Тюмень, Челябинск, Архангельск, Белгород.
и другие города.

Мы Предлагаем:

  • Химия для строительных смесей
  • Химия для бурения и буровых растворов
  • Химия для водоочистки/водоподготовки

Продажа химической продукции

Мы открыты для любых вопросов

Телефон: +7(342) 258•37•08 | +7•905•860•10•93
Email: adamant.exp@gmail.com

Пермский край, г. Пермь,
ул. Маршала Рыбалко, 99 ТЦ «Русь», оф.3

Система двухступенчатого цементирования

Подобная система разработана для глубоких скважин, используемых в тяжелой промышленности. Она требует применения специализированного и дорогостоящего оборудования (мощных бетономешалок и насосов), для обустройства частных питьевых скважин используется редко.

Двухступенчатое цементирование скважин применяется:

  • когда цементная смесь застывает достаточно быстро, что не позволяет выполнить тампонаж за один рабочий цикл,
  • когда необходимо заполнить два отдельных участка в пространстве за обсадной трубой, расположенных на значительном расстоянии друг от друга,
  • когда скважина глубокая и все работы по тампонажу невозможно выполнить за один рабочий цикл.

При других условиях использование двухступенчатой системы тампонажа нерационально и экономически не обосновано.

Принцип работы заключается в подаче цементной смеси в обсадную колонну в два этапа. Первая часть цемента закачивается и сразу проталкивается, воздействуя на нижнюю пробку. Вторая часть подается только после полного застывания первой части.

Какое оборудование необходимо для выполнения тампонажа?

Основное оборудование для цементирования скважин — цементно-смесительные агрегаты и цементировочные машины.

Данные механизмы осуществляют следующие операции:

Оборудование для тампонажа

  • Приготовление раствора для тампонажа, смешивание его компонентов, доведение массы до необходимой консистенции.
  • Подача раствора в скважину или непосредственно в пространство за обсадной трубой. При этом агрегаты должны обеспечивать подачу смеси под высоким давлением, величина которого может изменяться в зависимости от условий выполнения работ.
  • При выполнении работ в несколько этапов применяют специальные заиловочные пробки, которые позволяют отделить необходимый сегмент скважины.
  • Цементировочная головка, используемая для промывки ствола скважины от остатков бурового грунта (наличие таких включений существенно снижает качество цементирования).

После выполнения работ по цементированию необходимо выдержать время до полного отвердения раствора, на это обычно уходит до 3 суток. Только после истечения этого срока можно приступать к выполнению других операций по скважине.

Работы по цементированию скважины отнесены к технологическим процессам, к которым предъявляются жесткие требования по соблюдению технологии. Только в этом случае можно обеспечить высококачественную герметизацию обсадной трубы. Работы такого назначения должны выполнять профессионально подготовленные исполнители.

Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector