Исследование коррозии цементного камня в скважинах месторождений Азербайджана

UDK: 622.245.422
DOI: 10.24887/0028-2448-2021-9-42-45
Ключевые слова: сероводород, пластовая вода, тампонажный камень, призабойная зона, изоляция водопритоков, термодинамическое равновесие, конвекция
Авт.: Ф.Ф. Ахмед (Азербайджанский гос. университет нефти и промышленности), С.Г. Новрузова (Азербайджанский гос. университет нефти и промышленности), Е.Е. Шмончева (Азербайджанский гос. университет нефти и промышленности), И.Н. Алиев (Азербайджанский гос. университет нефти и промышленности)

Нефтяные месторождения Азербайджана преимущественно сложены слабосцементированными и рыхлыми породами. Большинство этих месторождений уже вступило в завершающую стадию разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции. На этой стадии разработки обостряются проблемы, связанные с песко- и водопроявлениями скважин. Кроме того, хотя в составе пластовой нефти месторождений Азербайджана отсутствует реликтовый (первичный) сероводород, в продукции многих добывающих скважин наблюдается наличие биогенного сероводорода (сероводорода вторичного происхождения). Также возможно заражение продуктивного пласта в результате постепенного разложения ряда реагентов (полимеров и лигносульфонатов), содержащихся в технологических жидкостях (буровых растворах, жидкостях глушения и др.) сульфатвосстанавливающими бактериями. Вследствие этого в процессе добычи нефти возникают серьезные осложнения, связанные с высокой коррозионной агрессивностью и токсичностью сероводорода. В связи с отмеченным возникает необходимость в более тщательном изучении сероводорода и выявления степени его разрушительного воздействия в процессе добычи нефти. Из всего многообразия коррозионно-активных пластовых флюидов наибольшую опасность представляют сероводород и углекислота, вызывающие интенсивное коррозионное поражение как внутрискважинного оборудования, так и тампонажного камня, который является барьером против песка и пластовой воды. В результате исследований взаимодействия цементного камня с растворенным в пластовой воде сероводородом установлено, что при термодинамических процессах применяемые цементы не обеспечивают получение стойкого цементного камня. Буферный слой внутри тампонажного камня обладает большей проницаемостью и в меньшей степени препятствует переносу агрессивного вещества в глубь цементного камня и гидросульфата кальция в околоскважинную зону, что приводит к интенсивному разрушению камня. Отмечена необходимость продолжения исследования физико-химических факторов, влияющих на скорость коррозии цементного камня для установления количественной связи между факторами и определения методы повышения коррозийной стойкости камня.

Список литературы

1. Фейзуллаев А.О. О глубине диагенетических процессов и нижней границы биосферы в южно-каспийском бассейне // Геофизические процессы и биосфера. – 2020. – Т. 19. – № 2. – С. 57–73.

2. Процессы коррозии цементного камня под действием кислых компонентов пластовых флюидов / Ф.А. Агзамов, Л.Н. Ломакина, Н.Б. Хабабутдинова [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2015. –Т. 13. – № 4. – С. 10–28.

3. Исследование коррозионной стойкости тампонажного камня в магнезиальных агрессивных средах / Ф.А. Агзамов, А.Н. Махмутов, Э.Ф. Токунова [и др.] // Георесурсы. – 2019. – Т. 21. – № 3. – С. 73–78.

4. Вороник А.М., Каменских С.В., Шаров Е.В. Исследование коррозионной стойкости цементного камня в условиях сероводородной агрессии // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2017. – № 2. – С. 38–43.

5. Каменских С.В., Ланина Т.Д., Шаров Е.В. Анализ исследований тампонажных цементов для условий сероводородной агрессии // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 3. – С. 39–43.

6. Вороник А.М., Каменских С.В., Уляшева Н.М. Крепление высокопроницаемых горных пород, содержащих агрессивные флюиды // Булатовские чтения. – 2020. – Т. 3. – С. 51–55.

7. First Implementation of Self-Healing Cement Systems in HS/CO Aggressive Environment Across Pay-Zone / A.S. Sozonov, V.Y. Sukhachev, O.V. Olennikova [et al.] // SPE-201842-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201842-MS.

8. Wentworth Christy C., Jeffrey F. Kramer. A New High Performance Biguanide Polyammonium-Based Blend for Control of Microbiological Fouling in Oil and Gas Stimulation // Paper presented at the CORROSION. – April 2021.

9. Research and Development of the Lightweight Corrosion-Resistant Cement Blend for Well Cementing in Complex Geological Conditions / S. Kamenskih, N. Ulyasheva, G. Buslaev [et al.] // SPE-191509-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191509-18RPTC-MS

10. New Materials and Technologies for Life-Lasting Cement Sheath: A Review of Recent Advances / N. Jafariesfad, S. Sangesland, K. Gawel, M. Torsæter //

SPE-199885-PA. – 2020. – https://doi.org/10.2118/199885-PA

11. Nano-Sized MgO with Engineered Expansive Property for Oil Well Cement Systems / N. Jafariesfad, Y. Gong, M.R. Geiker, P. Skalle // SPE-180038-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/180038-MS

12. The Cement Slurry and Technology of the Cementing for Environments Abnormally High Content of Hydrogen Sulfide / D.A. Utkin, O.V. Garshina, I.A. Kudimov, G.V. Okromelidze // SPE-201840-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201840-MS



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.