2
2
Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин, обеспечивающий высокую прочность в условиях циклически меняющихся температур и воздействия HS и CO
2
2
HEAT-RESISTANT BACKFILL MATERIAL FOR FASTENING WELLS, PROVIDING HIGH STRENGTH UNDER CONDITIONS OF CYCLICALLY VARYING TEMPERATURES AND ACTION OF HS AND CO

2
2
Изобретение относится к технологии строительства скважин и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур в диапазоне от 25 до 300°С для улучшения прочностных свойств тампонажного материала при воздействии агрессивных сред - сероводорода (HS) и углекислого газа (СО).
Обеспечение герметичности заколонного пространства скважины представляет собой сложную задачу, при решении которой следует учитывать, что в условиях циклически меняющихся температур обсадная колонна скважины подвергается температурному расширению. Дополнительная нагрузка может привести к разрушению тампонажного камня. Моделирование напряжений в системе обсадная труба - цементная труба - горная порода, проведенное нами с использованием специализированного программного обеспечения методом конечных элементов, показало, что в описанных условиях основным фактором, влияющим на целостность материала крепления скважины, является прочность цементного камня на изгиб. Анализ литературных источников показал, что зачастую при разработке и испытаниях тампонажного материала для скважин с циклически меняющимися температурами предел прочности при изгибе не определяется (патент РФ №2418028, МПК C09K 8/467, опубл. 10.05.2011).
2
2
Присутствие в пластовых флюидах высокоактивных газов - сероводорода (HS) и углекислого газа (СО), особенно в сочетании с термоциклическим воздействием на пласт, ведет к разрушению цементного камня, что свидетельствует о необходимости оценки влияния этих высокоактивных газов на прочностные характеристики тампонажного материала.
Известен тампонажный материал для крепления паронагнетательных скважин, обеспечивающий быстрое твердение при нормальных температурах (t=20-40°С) и высокие прочностные характеристики при температурах t=150-220°С (патент РФ №2530805, МПК C09K 8/467, опубл. 10.10.2014). Тампонажный материал содержит, мас. %: портландцемент (50-70), кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - (30-50), армирующая добавка (0,2-0,3) сверх 100%, пластификатор (0,1-1,0) сверх 100%, хлорид кальция (0,1-3,0) сверх 100%, расширяющая добавка (3,0-5,0) сверх 100%.
Также известен расширяющийся тампонажный материал для крепления нефтяных и газовых скважин в диапазоне температур от 22°С до 110°С (патент РФ №2418028, МПК C09K 8/467, опубл. 10.05.2011). Расширяющийся тампонажный материал содержит, мас. %: портландцемент тампонажный (55-70), сланцевую золу (20-30), магнезит (10-15).
Недостатком известных материалов является снижение прочностных характеристик при циклически меняющихся температурах от 20 до 220°С и отсутствие данных о прочности при изгибе при воздействии высоких температур t>220°С.
Наиболее близким к изобретению по совокупности существенных признаков является тампонажный состав для паронагнетательных скважин, характеризующийся обеспечением стойкости тампонажного камня при условии резкого перепада температур от 22°С до 180°С и одновременном сохранении прочности при сжатии при циклическом термовоздействии в течение длительного времени (патент РФ №2359988, МПК C09K 8/467, опубл. 27.06.2009). Тампонажный материал для паронагнетательных скважин содержит, мас. ч.: портландцемент - (50-80), кварцевый песок (10-45), аморфная двуокись кремния до 10, вода до в/ц (0,35-0,52), ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция или хлорид натрия до 5 мас. ч. и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас. ч. и/или пластификатор - лигносульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б.
Недостатком известного материала являются недостаточные прочностные характеристики тампонажного материала при изгибе (1,3-2,0 МПа) при нормальных температурах, а также отсутствие данных о прочности при изгибе при циклически изменяющихся температурах. Кроме того, диапазон перепада температур, при котором проводили испытания тампонажного материала, не перекрывает температурные условия в паронагнетательных скважинах (более 180°С).
2
2
Задачей изобретения является обеспечение высокой прочности при изгибе тампонажного камня через 8 суток твердения при температурах t=25-60°С и последующего воздействия нескольких циклов нагревания и охлаждения при температурах t=25-300°С при одновременном воздействии агрессивных сред с HS и СО в течение длительного периода времени.
2
2
Эта задача решается за счет того, что термостойкий тампонажный материал, применяемый для крепления скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур при воздействии HS и СО, включает: портландцемент тампонажный высокой сульфатостойкости 85-87% мас., кварцевая мука 8-10% мас., зола уноса термоактивированная - 5% мас., вода до в/с 0,4. Указанный тампонажный материал может содержать регуляторы технологических свойств: понизитель фильтрации на основе модифицированных производных полисахаридов различной вязкости 0,4% мас. сверх 100%, модифицированный кремнийорганический полимер 0,2% мас. сверх 100% в качестве пеногасителя, замедлитель или ускоритель сроков схватывания 0,2% мас. сверх 100%.
2
2
Предлагаемый тампонажный материал для крепления скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур, применяемый в условиях воздействия HS и СО, был приготовлен в лабораторных условиях с применением следующих компонентов:
- портландцемент тампонажный высокой сульфатостойкости без добавок ПЦТ I-G-CC-1 (ГОСТ 1581-96), класс G тип HSR (спецификация API Spec 10 А);
- кварцевая мука марки МКО фракции - 0,2 мм (ТУ 5717-001-16767071-99) или SilverBond 50 - производства ООО «Сибелко Рус»;
- зола уноса термоактивированная класса F ЗУ БУК-Б-2 ГОСТ 25818-2017 или MincpoSil 80 (ТУ 5743-001-12458632-2016), или зола уноса Новочеркасской ГРЭС (ТУ 5712-004-84800065-2010) после снижения доли недожога (потерь при прокаливании) до (2-3) % мас.;
- понизитель фильтрации на основе модифицированных производных полисахаридов различной вязкости WellFix FL 1 (ТУ 2458-032-14023401-2012) или ATREN СЕМ 1 -производства ГК «Миррико»;
- пеногаситель - модифицированный кремнийорганический полимер Полицем Дефом (ТУ 2458-081-97457491-2012) или Atren-Antifoam марки А - производства ГК «Миррико»;
- замедлитель сроков схватывания - PetroRetarder производства «ПетроИнжиниринг».
2
2
2
2
При решении поставленной задачи создается технический результат, заключающийся в создании термостойкого тампонажного материала для крепления скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур, обеспечивающего прочность при изгибе тампонажного камня не менее 7,0 МПа после 8 суток твердения при температуре (25-60)°С и последующего воздействия нескольких циклов нагревания и охлаждения при температурах t=25-300°С при одновременном воздействии агрессивных сред с HS и СО в течение длительного периода времени. При этом высокий предел прочности при изгибе тампонажного камня достигается независимо от наличия термоциклического воздействия и/или воздействия агрессивных сред с HS и СО. Технический результат термостойкого тампонажного материала достигается за счет следующего. Зола уноса, проявляет пуццоланические свойства, снижает пористость тампонажного материала и улучшает его прочностные характеристики. При взаимодействии оксида кремния из кварцевой муки и золы уноса с оксидом кальция из портландцемента образуются низкоосновные гидросиликаты кальция, нерастворимые в воде и стабильные при перепадах температур, что обеспечивает механическую прочность и термическую устойчивость полученного цементного камня при перепадах температур. Связывание оксида кальция как основного компонента, содержащегося в тампонажном материале в нерастворимые термически устойчивые соединения, предотвращает возможность его взаимодействия с углекислым газом и сероводородом и улучшает его прочностные характеристики.
3
Пример. Приготовление тампонажного раствора, для определения всех параметров, выполнялось по API RP 10 В (ISO 10426-2). В 360 г воды, перемешиваемой при скорости вращения лопастей смесителя 4000 об/мин ± 200 об/мин, вводилось 1,8 г (0,2% мас. сверх 100%) пеногасителя Полицем Дефом; вводилось 3,6 г (0,4% мас. сверх 100%) понизителя фильтрации WellFix FL-1, 1,8 г (0,2% мас. сверх 100%) замедлителя сроков схватывания PetroRetarder. После диспергирования примерно в течение 30 с вводили 900 г тампонажного материала с равномерной скоростью, не быстрее чем в течение 15 с. Тампонажный материал включал: 783 г (85% мас.) ПЦТ I-G-CC-1; 72 г (10% мас.) кварцевой муки марки МКО фракции - 0,2 мм; 45 г (5% мас.) золы уноса термоактивированной MmcpoSil 80. После введения тампонажного материала в течение 15 с контейнер закрывается крышкой и перемешивание продолжается со скоростью 12000 об/мин ± 500 об/мин в течение 35 с ± 1 с. Плотность получающегося тампонажного раствора - 1930 кг/м. Растекаемость по ГОСТ 26798.1 - 260 мм.
В таблице 1 приведены примеры рецептур разработанного и известного образцов тампонажного материала.
Дальнейшие испытания образцов проводили как для известного тампонажного материала (патент РФ №2359988, МПК C09K 8/467, опубл. 27.06.2009), так и для предложенного впервые с целью установления возможности его применения в условиях меняющихся температур в скважине при воздействии углекислого газа и сероводорода, (таблица 1).
2
2
3
Водоотделение и приготовление образцов балочек, для испытания прочности при изгибе, выполнялось по ГОСТ 26798.1. Приготовление образцов кубиков выполнялось по ГОСТ 26798.2. Определение водоотдачи и времени загустевания выполнялось по API RP 10 В (ISO 10426-2). Циклический нагрев образцов выполнялся в ячейке старения. Цикл прогрева включал помещение образцов в среду с концентрацией HS до 1 г/дм, создание давления СО - 3 МПа и прогрев не менее чем 8 ч при температуре 300°С. Затем ячейка охлаждалась до комнатной температуры на воздухе. Предел прочности на сжатие и при изгибе определяли после 8 суток твердения тампонажного камня без нагрева и после пяти циклов нагрева в среде сероводорода и углекислого газа. Исследование прочности проводили с использованием гидравлического малогабаритного пресса ПГМ-100МГ4 Результаты определения исследованных характеристик тампонажных растворов (водоотделение, водоотдача, время загустевания) и тампонажного камня (предел прочности на сжатие и при изгибе, проницаемость) приведены в таблице 2.
2
2
Результаты, приведенные в таблице 2, показывают, что разработанный и известный тампонажный материал обладает удовлетворительным временем загустевания при всех условиях проведения эксперимента (t=25°С, р=7 МПа и t=60°С, р=18 МПа), что соответствует ISO 10426-2, более высоким пределом прочности на сжатие (до 20,0 МПа) и при изгибе (не менее 7,0 МПа) после 8 суток твердения при 25±2°С по сравнению с известным материалом, где эти параметры составили 8,5 МПа и 3,3 МПа соответственно. При воздействии углекислого газа и сероводорода в термоциклических условиях (t=25-300°С) значения пределов прочности на сжатие и при изгибе остаются стабильными по сравнению с прочностными характеристиками до циклического нагрева в среде HS и СО, и составляют до 21,8 МПа и 7,5 МПа соответственно.
Таким образом, преимуществом разработанного термостойкого тампонажного материала является стабильность прочностных характеристик как при циклически меняющихся температурах в условиях воздействия углекислого газа и сероводорода, так и при отсутствии этих условий, что создает широкие возможности для его применения при эксплуатации скважин в диапазоне температур от 25 до 300°С.