Ключевые слова: пористость цементного камня, температура, давление, водоцементное соотношение, седиментационная устойчивость, микросиликаты.
Сформировавшийся цементный камень с высокой проницаемостью становится частой причиной перетоков между пластами и, как следствие, снижения уровня добычи. Для предотвращения нарушения герметичности затрубного пространства необходимо, чтобы проницаемость цементного камня была ниже проницаемости пород, слагающих кровлю и подошву пласта. Данное исследование является наиболее актуальным для арктической зоны Российской Федерации, так как это регион с многолетнемерзлыми породами.
В связи с этим авторы считают важным изучение вопроса зависимости изменения структуры камня (распределения открытой и закрытой пористости), определяющую его прочность не только от водоцементного соотношения, химического состава раствора и применяемых добавок, но и от распространения температуры, давления и седиментационной устойчивости.
Постановка проблемы
Тема исследования пористости в цементном камне является актуальной в связи с увеличением геологического разнообразия разработки месторождений, а также с появлением новых методов добычи углеводородного сырья. Изучение пористости затвердевшего тампонажного раствора особенно важно в криолитозоне, в зоне расположения кондуктора и технических колонн, так как данный слой земной коры способствует образованию льда внутри и снаружи скважины, что влечет за собой образование ледяных пробок, которые блокируют поток жидкости в скважине. Существует необходимость в повышении качества цементирования скважин.
Низкое качество цементирования скважины может привести к смятию, пробою, обвалу, коррозионному разрушению обсадных труб, а также межколонным и заколонным перетокам, что впоследствии приведет к аварийной ситуации. Межколонные и заколонные перетоки, как правило, образуются в результате высокой проницаемости тампонажного материала, особенно в зоне контакта камень – обсадная труба, плохого сцепления между цементным камнем и породой, растрескиванием с последующим образованием поровых каналов по которым флюид поступает в скважину.
Поступление излишнего количества пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом, может привести к газонефтеводопроявлениям, что, в свою очередь, может привести к осложнениям и авариям. Высококачественное цементирование предотвратит избыточное попадание флюида из пласта в скважину, коррозионное воздействие на обсадные трубы, а также снизит вероятность утечки нефти, газа и других вредных веществ в окружающую среду.
С повышением общего количества пористости камня от 15 до 60 % эффективное сечение уменьшается, вследствие чего уменьшается и его прочность [5]. Из-за высокой пористости возникают такие осложнения, как поглощение бурового раствора, разрыв сплошности цементного камня, газонефтеводопроявление, растепление и промерзание обсадной колонны. Межколонные и заколонные перетоки – одни из факторов возникновения ГНВП.
Температурный фактор
Исследования проводились после твердения тампонажного раствора в ячейках при воздействии теплового поля и поля холода, тем самым предоставив возможность моделирования скважины в зоне многолетнемерзлых пород.
В качестве расширяющей добавки использовался оксид кальция. С 6 % СаО от массы вяжущего цементный камень продемонстрировал наибольшее расширение без потерь прочности [1]. Использовался хлорид кальция в количестве 4 % как ускоритель сроков схватывания. Пластификатор – 0,5 %, для повышения подвижности цементного состава [2]. А также микрокремнезем – ультрадисперсная пуццолановая добавка (5–15 %), повышающая прочность [8]. Водоцементное отношение было равным 0,5.
В зоне залегания мерзлых пород при протекании процесса неуправляемой гидратации тампонажной смеси под действием тепловых полей с диапазоном от -5 до +40 0С происходит неравномерное формирование сообщающихся и не сообщающихся между собой пор. При этом снижаются физико-механические показатели цементного камня и увеличивается его газопроницаемость.
Особенностью формирования цементного камня в зоне ММП является двустороннее воздействие тепловых полей. От стенки скважины передача отрицательных температур, от обсадной колонн – положительных.
С увеличением температур пористость цемента уменьшается из-за активации процессов гидратации его составляющих. Гидратация вызывает формирование гидрокарбоалюминатов кальция, поверхность которых блокируется гелевидной массой гидросиликатов кальция, что также приводит к снижению пористости. В то же время уменьшение размера и количества пор в нагретой части цемента приводит к улучшению его общей прочности.
При исследовании пористости образцов выявлено влияние тепловых полей на различные типы пористости – открытую, закрытую и общую. Рисунок 1 отображает данные зависимости.
Согласно гистограмме, мерзлые породы чаще всего имеют открытую, закрытую и общую пористость.
Согласно экспериментальным данным [10] о влиянии температуры на структуру камня, наблюдается уменьшение пористости и снижение газопроницаемости каменной обоймы скважины на нагретой поверхности цементного камня.
Отрицательная температура окружающей среды замедляет скорость твердения цементного камня, в результате чего ухудшаются его прочностные свойства. В исследованиях Гасумова Р.А. образец, твердеющий при 5 °C, демонстрирует сниженные на 20 % показатели прочности по сравнению с образцами, твердеющими при нормальных условиях [6].
При температуре окружающей среды -5 °C и более в тампонажном растворе с водоцементным отношением 0,5 вода, находящаяся в пустотах, замерзает, образуя прожилки льда, ширина которых может достигать 1 мм, а длина 40 мм. Эти ледяные линзы нарушают структуру цемента, понижая показатели прочности на изгиб [7].
В цементном камне свободная незамерзшая вода мигрирует в область отрицательных температур, при условии наличия температурного градиента (10-15°C). После чего она преобразуется в лед, твердая фаза оттесняется к колонне и схватывается при низком В/Ц. В процессе миграции водной фазы, целостность поровых пространств нарушается, что приводит к десятикратному увеличению проницаемости крепи скважины. Наибольшие нарушения целостности структуры цементного камня фиксируются при температурах от +2 до -5 °C [12].
При нормальных условиях получается связанная масса гидратированного цемента с максимально плотным цементным камнем, а при промерзании в камне появляется повышенное содержание крупнокапиллярных пор, которые составляют 80 % от всех пор в объеме. В такой структуре возникает давление кристаллизационное и объемная деформация. При этом Миронов С.А. в своей работе [13] заметил, как объем оттаявшего цементного камня увеличивается на 0,8 % от исходного за счет фазового превращения воды в лед.
Можно сделать вывод, что воздействие положительных температур на цементный камень оказывает благоприятное влияние, так как показатели пористости камня уменьшаются, а прочностные увеличиваются.
Водоцементное отношение
Снижение водосодержания тампонажного раствора ведет к увеличению его плотности. В Западной Сибири используются облегченные тампонажные растворы (В/Ц = 0,45). Это связано с распространенностью залегания зоны многолетнемерзлых пород и низкими градиентами давления разрыва. Однако использование составов с настолько низким водоцементным соотношением приводит к образованию некачественного цементного кольца. Происходит растрескивание по всему объему цементного камня, вызванное попаданием цементного фильтрата в поры. В практике наибольшее применение нашли пластифицирующие добавки, используемые в связи с необходимостью понижения гидростатического давления на пласт.
Водоцементное отношение – важнейший фактор, влияющий на прочность камня при раннем промерзании. Установлено [3], что с увеличением водоцементного отношения (от 0,42 до 0,8) при замерзании раствора резко возрастает интенсивность образования прожилок льда (от 0,7 до 28 мм2 на 1см2 образца).
Лед не будет образовываться в цементном камне при В/Ц = 0,40 и меньше [9]. Такое водоцементное соотношение приводит к образованию структуры с малой пористостью, но его использование не является приемлемым при выполнении условия прокачиваемости раствора.
При использовании же В/Ц = 0,5 с прокачиваемостью проблем не возникает, однако происходит образование ледяных линз в структуре камня.
В связи с этим в дальнейших исследованиях будет рассматриваться микрокремнезем как добавка, увеличивающая прочность цементного камня и сохраняющая оптимальные показатели прокачиваемости раствора.
Седиментационная устойчивость
Жидкость затворения находится в несвязанном виде в начальный период схватывания. Твердая фаза оседает, что приводит к потере однородности раствора. Неизбежное оседание частиц нарушает сплошность столба цементного раствора, тем самым увеличивая проницаемость тампонажного камня.
Интенсификация седиментационных процессов появляется при постепенном охлаждении цементного состава. Свободная жидкость затворения стремится занять положение поверхности системы, тем самым образуя фильтрационные потоки. После этого за обсадной колонной будет располагаться вода, а в камне произойдет образование водяных поясов [15].
При смешивании воды и цемента происходит переупаковка молекул воды вследствие как химического связывания, так и ее адсорбции на поверхностях продуктов твердения [4]. Вода в химически связанных структурах занимает на 25 % меньший объем по сравнению со свободной. При взаимодействии цемента с водой и образовании кристаллогидратов возникает дефект, равный примерно этому объему. Полости, где изначально находилась свободная вода, занимаются водой «извне», если это возможно. В зоне распространения ММП такой приток невозможен. Из-за развития в твердеющем камне усадочных деформаций герметичность крепи скважины будет нарушена.
Влияние давления
Высокопористое тело также может образоваться в процессе водоотдачи при слипании цементных частиц. При высокой водоотдаче происходит неконтролируемый уход воды из раствора в пласт, снижается объем цементного раствора и появляется разрыв сплошности столба.
В цементном растворе при водоотдаче снижается поровое давление. Понижение давления появляется менее чем за минуту после окончания продавки цемента в затрубное пространство, после чего начинается процесс миграции газа из пласта в тампонажный раствор. Плотность структуры цементных частиц, наличие остаточной воды и ее свойства непосредственно влияют на градиент давлений, который, в свою очередь, влияет на скорость проникновения газа.
Наличие газового фактора ускоряет вытеснение остаточной жидкости из пористой цементной массы, понижает поровое давление, увеличивая размеры миграционных каналов, и является причиной снижения прочности и герметичности цементного камня.
Герметичность заколонного пространства при разобщении пластов в скважине – важнейшая параметр, который обеспечивает безопасную и стабильную эксплуатацию. Процесс изменения порового давления во время твердения цементного камня при ОЗЦ в заколонном пространстве слабо изучен на сегодняшний день. Он напрямую влияет на качество разобщения пластов с точки зрения движения флюида [11].
Высокие значения водоотдачи и падение порового давления сводят к нулю эффект расширения даже при применении расширяющихся составов [14].
Гидростатическое давление влияет на скорость схватывания цемента, так как оно влияет на процесс гидратации. Чем выше гидростатическое давление, тем быстрее происходит процесс схватывания цемента. Это связано с увеличением доступной воды для гидратации цемента и ускорением проникновения и перемешивания воды в твердые частицы цемента.
Заключение
В данной работе было рассмотрено влияние на пористость цементного камня таких факторов, как температура, водоцементное соотношение, седиментационная устойчивость и давление. Установлены закономерности распределения объемной пористости камня в зависимости от показателей данных факторов.
В дальнейшем планируется разработка состава тампонажного раствора с высокими прочностными показателями и коррозионной стойкостью. Одним из способов решения данной проблемы является использование пуццолановых добавок, в частности микрокремнезема. Данный материал в составе цемента демонстрирует оптимальные показатели как не застывшей тампонажной массы, так и уже сформировавшегося цементного камня в зоне многолетнемерзлых пород. К этим показателям относятся – водоцементное соотношение, предел прочности на изгиб, предел прочности на сжатие, растекаемость, конец срока схватывания цемента и газопроницаемость цементного камня.
Литература
1. Агзамов Ф.А. О необходимой величине расширении тампонажных материалов / Ф.А. Агзамов, В.В. Бабков, И.Н. Каримов // Территория Нефтегаз. – № 8. – 2011. – С. 14–15.
2. Агзамов Ф.А. Механизм действия пластификаторов в тампонажных растворах / Ф.А. Агзамов, Р.Ф. Давлетшин, Е.В. Беляева // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – № 2. – С. 8–13.
3. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. – М.: Недра, 1990. – 406 с.
4. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных материалов / Булатов А.И., Куксов А.К., Обозин О.Н. – Бурение, 1971, № 2, с. 9–11.
5. Газизов, Х.В Расширение цементного раствора-камня и управление его свойствами / Х.В. Газизов // Бурение и нефть. – 2011. – № 9. – С. 24–26.
6. Гасумов, Р.А. Факторы, влияющие на качество крепления скважин месторождений Крайнего Севера / Р.А. Гасумов, О.С. Кондренко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 9. – С. 57–61.
7. Горский, А.Т. Требования к свойствам тампонажного раствора-камня для крепления разведочных скважин на нефть и газ в условиях многолетнемерзлых пород Западной Сибири / А.Т. Горский // Тюмень: ЗапСибБурНИПИ. – 1981. – 16 с.
8. ГОСТ Р 56178-2014 Модификаторы органоминеральные типа МБ для
бетонов, строительных растворов и сухих смесей. Технические условия. – Введен 2005–14–01. – М.: Стандартинформ. – 2015. – 26 с.
9. Зельцер П.Я. Тампонажный раствор с комплексными химическими добавками для цементирования низкотемпературных скважин // Бурение, – М.: Недра, 1980. – № 3. – С. 20–21.
10. Зимина Д.А. Обоснование и разработка микросиликатных тампонажных систем для крепления скважин в криолитозоне: диссертация на соиск. ученой степени канд. техн. наук: 25.00.15 // Санкт-Петербург, 2020. – 121 с.
11. Костелов М.А., Габбасов А.Ф. Методика формирования цементного камня под давлением / УГНТУ, Булатовские чтения, материалы II Международной научно-практической конференции – 2018. – 3 с.
12. Кулиев, В.Д. Некоторые проблемы механики разрушения неоднородных структур / В.Д. Кулиев, В.Ф. Образцов, Ю.В. Зайцев // Механика разрушения бетона и железобетона. – Севастополь, 1988. – 47 с.
13. Миронов С.А. Бетоны, твердеющие на морозе. – М.: Стройиздат, 1974. –265 с.
14. Фёдоров В.Н. Исследование падения порового давления в цементных растворах / В.Н. Фёдоров, А.П. Аверьянов, М.А. Дюсюнгалиев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011, № 5. C. 48–53.
15. Goodman M.A. Arctic drilling operations present unique problems // Word oil. 1977. V. 185. – № 6. – P. 95–100.
