Влияние условий цементирования и работы крепи паронагнетательных скважин на выбор состава и свойств тампонажных материалов

UDK: 625.24
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-8-60-64
Ключевые слова: паронагнетательные скважины, цемент, термическая коррозия, свойства тампонажного раствора, свойства цементного камня
Авт.: Ф.А. Агзамов (Уфимский гос. нефтяной технический университет), д.т.н., М.Ф. Ахметов (АО «Гипровостокнефть»), И.Н. Каримов (ООО «Цементные Технологии»), к.т.н.

В статье приведен анализ условий работы крепи скважин, предназначенных для добычи высоковязких нефтей и битумов. Разработка месторождений высоковязкой нефти и битумов является одним из методов поддержания необходимого уровня добычи углеводородов в условиях падающей добычи на традиционных месторождениях. Использование тепловых методов воздействия на пласты предъявляет дополнительные требования к тампонажным материалам, поскольку традиционные цементы неэффективны при температурах выше 100 оС из-за потери прочности и повышения проницаемости камня в результате термической коррозии. В скважинах, при эксплуатации которых применяются тепловые методы воздействия, твердение раствора начинается при низких положительных температурах (5-20 оС), что всегда ведет к образованию продуктов твердения с высоким соотношением CaO/SiO2. После закачки теплоносителя эти продукты начинают перекристаллизовываться в термодинамически более устойчивые фазы. При этом до появления более устойчивых фаз первоначально образовавшиеся продукты твердения могут проходить несколько промежуточных этапов, неизбежно ухудшающих физико-механических свойств цементного камня. С учетом условий твердения и работы цементного камня при проектировании состава тампонажного материала предложено комбинировать портландцемент и кремнеземсодержащие добавки для обеспечения требуемого соотношения CaO/SiO2 в вяжущем. При этом необходимо использовать разновидности кремнезема различной активности, а также проводить его механоактивацию. Для минимизации перекристаллизационных процессов при твердении цементных растворов предложено учитывать кинетику фазообразования продуктов твердения. Обоснованы требования к составу тампонажного материала и свойствам получаемых растворов для обеспечения нормального процесса цементирования. Приведены результаты термоциклических испытаний разработанного тампонажного материала, подтвердившие контролируемость процессов перекристаллизации без потери прочности цементного камня, а также данные промысловых испытаний.

Список литературы

1. Проблемы горизонтального бурения на залежи битумов / Ш.Ф.Тахаутдинов, Н.Г.Ибрагимов, М.Н.Студенский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 30–33.

2. Перспективы развития технологии строительства скважин для добычи сверхвязких нефтей и природных битумов / Н.Г. Ибрагимов, Ф.Ф. Ахмадишин, Р.Р. Ибатуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 52–53.

3. A Singular Methodology to Design Cement Sheath Integrity Exposed to Steam Stimulation / A. Gamier, J. Saint-Marc, CurisTec Bois A.P., Kermanac’h Y. // SPE–117709. – 2008. – DOI: 10.2118/117709-MS.

4. Effect of Thermal Cycling on Cement Sheath Integrity: Realistic Experimental Tests and Simulation of Resulting Leakages / N. Vralstad,   R. Skorpa, N. Оpеdал, J. De Andrade // SPE–178467-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/178467-ms

5. Flexible Cement Improves Wellbore Integrity in SAGD Wells / G. DeBruijn, F. Garnier, B. Brignoli, D. Dexte // 2009 – DOI: 10.2118/119960-MS.

6. Опыт исследований тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин / Агзамов Ф.А., Ахметзянов А.Д., Комлева С.Ф. // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 3. – С. 22-29. – DOI: 10.17122/ngdelo-2020-3-22-29.

7. Тейлор Х. Химия цементов. – М.: Стройиздат, 1969. – 500 с.

8. Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. – М.: Недра, 1978. – 293 с.

9. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионноактивных средах / В.М. Кравцов, Ю.С. Кузнецов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов. – М.: Недра, 1987. – 190 с.

10. Агзамов Ф.А., Конесев Г.В., Хафизов А.Р Применение дезинтеграторной технологии для модификации материалов, используемых при строительстве скважин. Ч. II // Нанотехнологии в строительстве. – 2017. – Т. 9. – № 3. – С. 96–108.– https://doi.org/10.15828/2075-8545-2017-9-3-96-108

11. Бекбаев А.А., Агзамов Ф.А. Дисперсное армирование как фактор повышения качества облегченных цементных растворов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 8. – С. 38–42. – DOI: 10.30713/0130-3872-2018-8-38-42.

12. Пат. № 2530805 РФ. Тампонажный материал / И.Н. Каримов, Ф.А. Агзамов, Р.С. Мяжитов; ; заявитель и патентообладатель ООО «Цементные технологии». - № 2013128566/03; заявл. 21.06.2013; опубл. 10.10.2014.

13. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Мяжитов Р.С. Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин // Территория нефтегаз. – 2016. - № 9. – С. 12-15



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