USD 60.6229

+0.17

EUR 62.5156

+0.81

BRENT 99.69

+0.25

AИ-95 50.87

+0.01

AИ-98 60.2

+0.02

ДТ 54.18

-0.02

6 мин
40
0

Проектирование цементных растворов для глубоких, высокотемпературных наклонно-направленных скважин

Процедуры цементирования глубоких скважин в основном такие же, как и для более мелких скважин. Однако, из-за ряда условий и более сложной архитектуры глубокие скважины обычно считаются критическими. Следовательно, дизайн цементной системы также может быть сложным, с использованием сложного набора замедлителей, понизителей водоотдачи, пластификаторов, кремнезема. Какой должна быть цементная система, обеспечивающая надлежащее размещение и поддержку зонального изолирования на протяжении всего срока службы скважины?

Проектирование цементных растворов для глубоких, высокотемпературных наклонно-направленных скважин

При проектировании цементных растворов для глубоких, высокотемпературных скважин очень важно использовать точную статическую и циркуляционную температуру. Такие данные могут быть получены от испытаний, логов, специальной записи температуры скважинными приборами или пробы раствора при циркуляции. Компьютерные симуляторы также были разработаны для лучшего прогнозирования температуры скважины. Если раствор циркулируют в скважине в течение нескольких часов до цементирования, температура в скважине может значительно снижаться. В таких случаях необходимо быть осторожным, чтобы не до оценить температуру циркуляции и увеличить время застывания цементного раствора [1].

Для всех типов цементных работ необходимо учитывать несколько свойств цементного раствора для успешного цементирования.

1.      Температура

Таблицы циркуляционных температур, созданные американским нефтяным институтом, были основаны на вертикальных скважинах, расположенных на земле, с температурным градиентом ниже 1,9°C/30 м. Эти таблицы не применяются для наклонно-направленных, глубоководные морские скважины и скважины с аномально высокой температурой. Сегодня американский нефтяной институт рекомендует использовать температурные симуляторы при условиях, находящиеся за пределами «диапазона АНИ». Температура АНИ всегда недооценивает, когда речь идет о горизонтальных скважинах. В длинных горизонтальных скважинах циркуляционная температура находится очень близко к статической температуре, поэтому не редкость использование статической температуры для испытания цемента в горизонтальных скважинах. Симулятор температуры, основанный на математической и физической модели температурного обмена, точно вычисляет циркуляционную температуру в зависимости от геометрии скважины и формации, литологии, геологический градиент температуры, свойства жидкостей, скорость насоса и время циркуляции и т. д. На рисунке 1 показана циркуляционная температура согласно АНИ (61°C) по сравнению с имитированной температурой (85°C) и статическая температура (96°C) в типичной горизонтальной скважине (3,660 м с горизонтальной секцией 1070 м). Симулированная температура намного выше, чем АНИ [4].


2.      Реология

Основной критерий для цементного раствора заключается в том, чтобы реология соответствовала удаления бурового раствора. Реология может быть увеличена за счет использования загустителей, таких как бентонит, понизителя седиментации. Однако можно использовать раствор без добавок, если они имеют умеренную пластическую вязкость и напряжение сдвига, чтобы гарантировать, что правильная иерархия реологий бурового, буферного и цементного раствора была достигнута.

3.      Механические свойства

Его очень важным свойством цементного раствора является его механические свойства. Но в последнее время все усилия научно-исследовательских работ в цементировании были сконцентрированы на цементе, когда он находится в жидком состоянии. Сегодня же больше внимания уделяется свойствам цемента, когда он застывает, поскольку цементный камень должен выдерживать бурение, капитальный ремонт и условия эксплуатации скважины в течение всего срока службы скважины, а иногда после, после ликвидации.

Сегодня индустрия также ищет и изучает другие свойства цементного камня, такие как модуль Юнга и прочность на растяжение. Модуль Юнга является измерение гибкости цемента, а прочность на растяжение обычно более важно, чем прочность на сжатие, поскольку цементный камень обычно разрушается при растяжении, а не при сжатии.

Поскольку в большинстве горизонтальных скважин, особенно тех, которые пробурены в газовых сланцах, при гидроразрыве пласта наблюдается повышенное давления в стволе скважины (до 41,1 Мпа, иногда до 82,7 МПа). Это давление будет оказывать значительное влияние на цементный камень и разрушать его, если цемент не обладает достаточно хорошими механическими свойствами.

Как правило, по мере увеличения температуры, чувствительность систем цемента к мельчайшим химическим и физическим различиям между раствором и добавками также увеличиваются. Поэтому все лабораторные испытания должны выполняться с образцами воды, цемента, и добавки, которые будут использоваться во время работы [2].

Контроль водоотдачи необходим для сохранения химических и физических характеристик цементного раствора и предотвращения образования фильтрационной корки, который может вызвать забивание в кольцевом пространстве. Для большинства цементирования хвостовиков скорость потери водоотдачи согласно АНИ 50 мл/30 мин, как правило, считается адекватным.

Типичная композиция раствора для глубокой, высокотемпературной скважины состоит из цемента класса G, 35% диоксида кремния, пластификатора, понизителя водоотдачи, замедлитель, понизителя седиментации и водоотстоя. Как показывает практика, замедлители с высокой чувствительностью к концентрации могут привести к катастрофическим последствиям в виде преждевременного схватывания цемента или слишком долгого застывания.

Есть большие во всех этих свойствах проблемы регрессии прочности, которые могут быть предотвращены путем уменьшения массового соотношения оксида кальция (CaO) к диоксиду кремния (SiO2) (отношение C/S) в цементе. Для этого в портландцемент добавляем кварц, обычно в виде мелкозернистого песка кремнезема или обыкновенного кремнезема. Фаза C-S-H имеет переменное отношение CaO/SiO2, составляющее в среднем соотношение около 1,5. Конверсию в α-C2SH при 110 °C можно предотвратить добавлением от 35% диоксида кремния (по массе цемента), уменьшая CaO/ SiO2 соотношение до 1,0. На этом уровне образуется минерал, известный как тоберморит (C5S6H5), этот минерал сохраняет высокую прочность на сжатие и низкую проницаемость. Когда температура увеличивается до примерно 150°C, тоберморит обычно превращается в ксонотлит (C6S6H) и не большое количество гиролита (C6S3H2) с минимальным ухудшением характеристик цемента.

При 250°C начинает образовываться траскоттит (C7S12H3). При увеличении температуры до 400 °C, как и ксонотлит, так и траскоттит находятся вблизи максимального предела их стабильности. При более высоких температурах ксонотлит и траскоттит обезвоживаются, что приводит к распаду цементного камня.

Цементы, содержащие значительные количества трикоттита, обычно характеризуются низкой проницаемостью. Образование пектолита, гидрата силиката натрия, сопровождается расширение цемента; к тому же, пектолит, по-видимому, делает цементы более устойчивыми к коррозии высокосолеными рассолами. Скаутит показал, что повышают прочность на сжатие цемента, когда они присутствуют в небольших количествах. В общем, цементы, которые состоят преимущественно из гидратов силиката кальция с соотношениями C/S, меньшими или равными до 1,0, как правило, имеют более высокую прочность на сжатие и более низкую водопроницаемость.

Выше сказанное показывает сложность гидротермального поведения гидратов силиката кальция. Производительность цемента зависит не только от температуры в скважине, но также и наличие подземных флюидов и других минералов. В результате преобразований полученные при стандартных условиях, не всегда наблюдаются в скважине. Следовательно, установленный цемент должен рассматриваться как метастабильный, потому что его состав может развиваться по мере изменения условий скважины.

Если проанализировать реагирования цементности на высокие температуры, то результат на ультразвуковом цементном анализаторе без добавления кварца при температуре 125°С будет показан на рисунке 2. Как видно на графике на тридцать третьем часе был пик набора прочности после чего прочность начала падать связанно это с тем, что при температурах выше 110°C фаза C-S-H превращается в фазу, называемую альфа гидрат дикальций силиката - (α-C2SH). α-C2SH является высоко кристаллическим и более плотной, чем C-S-H-фаза. В результате происходит усадка матрицы, которая негативно влияет на прочность цементного камня, что мы и видим на графике.



После этого с добавление 35% диоксида кремния в сухой цемент в виде обыкновенного кремнезема результат станет лучше (рисунок 3). Как видно на графике цементный камень набрал прочность на сжатие на двадцать шестой час и продолжал сохранять его на том же уровне в течении последующих часов. В результате по графикам можно сделать вывод, что в краткосрочной перспективе цементная система с добавлением диоксида кремния лучше набирает и сохраняет прочность на сжатия



В ходе исследования двух графиков получаем следующие данные. Цементная система без добавления диоксида кремния после 33 часов имела прочность цементного камня 13 МПа, после чего она начала постепенно падать. Однако при добавлении диоксида кремния с концентрацией в 35% наблюдаем лишь совсем не значительное потерю прочности, при тех же самых условиях.

В результате проведённого анализа обнаружили, что добавлении диоксида кремния в цементную систему в виде кремнезема может предотвратить снижение прочности цементного в долгосрочной перспективе.

По данным результатам установлено, что добавление диоксида кремния в концентрации 35% от веса сухого цемента, стабилизирует прочность и непроницаемость цементного камня при температурах более 110°C. Без добавления диоксида кремния цементный камень в затрубном пространстве при высокой температуре будет иметь тенденцию к постоянному снижению прочности. Включение в раствор специальных добавок увеличит прочность со стабильным сохранением. 



Статья «Проектирование цементных растворов для глубоких, высокотемпературных наклонно-направленных скважин» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№7, Июль 2022)

Авторы:
Комментарии

Читайте также