Ключевые слова: сапонит, бентонит, цементный камень, цементный раствор, строительство скважин.
Одной из задач современного бурения является уменьшение стоимости технологии строительства скважины без снижения качества проведения работ. Крепление обсадных колонн цементным раствором занимает значительную долю от общих затрат на сооружение скважины. В настоящее время тема снижения стоимости тампонажных составов наиболее актуальна в условиях выработанных месторождений, где наблюдается высокая обводненность пластового флюида [14, 19].
Бентонит применяется для контроля водоотдачи и водоотделения тампонажных составов, часто используется для приготовления облегченных цементных растворов. В нефтегазовой отрасли для тампонажных составов применяется высушенный и измельченный бентонит, который не подвергается химической обработке. Для снижения плотности цементных растворов рекомендуется на каждые 5,3 % добавляемой воды сверх оптимального водоцементного соотношения добавлять 1 % бентонита [10, 17, 18].
В свою очередь, сапонит – это глинистый минерал из группы монтмориллонита, который по своим свойствам схож с бентонитом. Данный минерал является вторичным продуктом при добыче алмазов на одном из предприятий в Архангельской области [3, 12, 19]. Существует способ получения глинопорошка и песка из сапонитового шлама. Сапонитовый шлам из хвостохранилища подается на батарею гидроциклонов, где происходит отделение песка от сапонита, далее смесь воды и глины подается на фильтр-пресс, где происходит обезвоживание при давлении от 2,5 до 3 атмосфер в течение одного часа. После обезвоживания материал просушивается при температуре 120
в течение 40 минут, далее происходит помол глины [11].
На базе научного центра «Арктика» Санкт-Петербургского горного университета императрицы Екатерины II были проведены исследования влияния сапонита и бентонита на физико-химические свойства тампонажных составов, с целью выявления перспектив применения сапонита в цементных растворах для крепления нефтяных и газовых скважин.
Методы
Химический состав бентонита и сапонита определялся с помощью двухлучевого спектрометра РФА SHUMADZU 1800. Спектрометр позволяет определить химический состав образца в оксидной форме.
Плотность сапонита и бентонита измерялась с помощью газового пикнометра Ultrapyc 1200e, предназначенного для определения истинной плотности порошкообразных и твердых образцов.
Концентрации компонентов цементного состава рассчитывались по массе цемента.
Процедура испытаний цементных составов проводилась в соответствии с международными стандартами API 10B-2, ISO 10426-2.
Для затворения цементного раствора использовался миксер Fann Model 686CS. Тампонажный раствор затворялся в дистиллированной воде в течение 15 секунд при частоте вращения 4000 об/мин, затем раствор перемешивался при частоте 12000 об/мин в течение 35 секунд.
Определение плотности цементного раствора под давлением осуществлялось с помощью рычажных весов Fann Model 141.
После затворения и измерения плотности цементный раствор кондиционировался при температуре 25 в течение 30 минут в атмосферном консистометре Fann Model 165AT.
, для создания перепада давления использовался азот. Водоотдача цементных растворов измерялась в течение 30 минут. Расчет водоотдачи в случае, когда испытание длится в течение 30 минут без прорыва азота, осуществлялся по следующей формуле:
где: Qв – водоотдача, см3; Qф – объем фильтрата, см3.
В случае, когда во время испытания происходил прорыв азотом и весь фильтрат выходил из тампонажного раствора до истечения 30 минут, расчет водоотдачи производили следующим образом:
где: t – время, прошедшее от начала испытания до продувки азотом, мин.
Для измерения предела прочности на сжатие цементный раствор после кондиционирования заливался в формы-кубики размером 
мм, далее образцы помещались в водяную баню и выдерживались там в течение 2, 7 и 28 суток при температуре 25 . После выдержки образцы просушивались и измерялся предел прочности на сжатие с помощью гидравлического пресса Controls model 65-L1132. Определение прочности на сжатие проводилось в соответствии с ГОСТ-34532-2019 и API RP 10B-2.
. После выдержки измерялось конечное расстояние между шариками. Определение расширения цементных образцов проводилось согласно ГОСТ-34532-2019. Расчет линейного расширения определялся по следующей формуле:
где:
– линейное расширение, %; 0,358 – коэффициент пересчета; L_0, L_1 – начальное и конечное расстояния между измерительными шариками, мм.Результаты и их обсуждение
Для проведения исследований с бентонитом и сапонитом был проведен химический анализ глинопорошков, результаты приведены в таблице 1.
Таблица 1. Химический состав бентонита и сапонита [составлено авторами]
В сапоните, который использовался для проведения исследования, содержится 28,2 % оксида магния. Повышенная концентрация MgO является ключевым отличием сапонита от бентонита [6, 20].
С помощью газового пикнометра были измерены истинные плотности сапонита и бентонита, которые составили соответственно:
Высокая водоотдача цементного раствора негативно влияет на фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов, но помимо этого косвенно определяет безопасность проведения работ по цементированию скважин. При перепаде давления, действующего на цементный раствор, происходит фильтрация в пласт, в связи с чем происходит снижение водоцементного соотношения раствора, что снижает время загустевания, а также приводит к увеличению давления при проведении цементирования.
Для определения водоотдачи применялся понизитель фильтрации цементных растворов Полицем ПФ-100. Использовались рецептуры, которые приведены в таблице 2.
Таблица 2. Рецептуры тампонажных составов для определения водоотдачи [составлено авторами]
Снижение водоотдачи с помощью применения глинопорошка происходит ввиду образования малопроницаемой фильтрационной корки. Результаты тестирования приведены в таблице 3 и на рисунке 1.
Таблица 3. Результаты испытаний на водоотдачу [составлено авторами]
Рисунок 1. Зависимость водоотдачи цементного раствора от концентрации глинопорошка [составлено авторами]
Сапонит и бентонит снижают водоотдачу цементного раствора, но в данном случае применение бентонита более эффективно (таблица 3). Применение глинопорошка приводит к снижению прочностных характеристик цементного камня [5, 13], поэтому далее необходимо сравнить влияние сапонита и бентонита на механические характеристики цементного камня.
Для определения предела прочности на сжатие цементного камня применялись составы, приведенные в таблице 4.
Таблица 4. Рецептуры для определения предела прочности на сжатие [составлено авторами]
Результаты испытаний приведены в таблице 5 и на рисунках 3, 4.
Таблица 5. Результаты определения предела прочности на сжатие спустя 2, 7 и 28 дней [составлено авторами]
Рисунок 3. Гистограмма предела прочности на сжатие цементных составов с бентонитом спустя 2, 7 и 28 суток [составлено авторами]
Рисунок 4. Гистограмма предела прочности на сжатие цементных составов с сапонитом спустя 2, 7 и 28 суток [составлено авторами]
Бентонит и сапонит снижают механические характеристики цементного камня по сравнению с базовым составом, но при одинаковых концентрациях глинопорошков предел прочности на сжатие цементного камня с применением сапонита выше, чем с бентонитом.
Сапонит реагирует с портландитом, образуя кальций-магний-силикатные гидраты (аналогично пуццолановой реакции). Это приводит к образованию прочного карбонатного камня, ниже приведены возможные реакции взаимодействия сапонита и портландцемента в ходе его гидратации.
- Основная реакция:
(Mg3)(Si4O10)(OH)2 + 2Ca(OH)2 + H2O → Ca2Mg3Si4O12·4H2O + 2OH.
В ходе данной реакции образуется тоберморитоподобная фаза (C-S-H с Mg), которая заполняет поры цементного камня, тем самым уменьшая его проницаемость [4].
- Расширенная реакция с алюмосиликатами:
2(Mg3)(Si4O10)(OH)2 + 3Ca(OH)2 + Al(OH)3 → Ca3Al2(Mg6Si8O24)(OH)16·nH2O.
В результате реакции образуется кальций-алюмо-магний гидросиликат (аналог гидроталькита), повышающий механические характеристики цементного камня.
Для определения расширяющей способности использовались цементные составы с сапонитом, рецептуры которых приведены в таблице 6.
Таблица 6. Рецептуры для определения расширяющей способности цементного камня [составлено авторами]
Таблица 7. Результаты определения расширяющей способности цементных составов с сапонитом [составлено авторами]
Рисунок 5. Зависимость линейного расширения цементного камня от концентрации сапонита [составлено авторами]
Расширение цементного камня происходит из-за высокой концентрации оксида магния в составе сапонита (до 28,2 %). В ходе гидратации оксида магния образуется брусит:
MgO + H2O → Mg(OH)2.
Брусит занимает больший объем по сравнению с исходными компонентами, что вызывает внутренние напряжения в структуре цементного камня и его линейное расширение [1, 2]. Помимо этого, сапонит интегрируется в C-S-H:
C-S-H + (Mg3)(Si4O10)(OH)2 → (Ca,Mg)-S-(Al)-H.
Сапонит «встраивается» в аморфный C-S-H гель, образуя двухслойный композит с повышенной кристалличностью. Это приводит к линейному расширению цементного камня, контролируемому Mg-фазой.Заключение
Бентонит и сапонит схожи по своему влиянию на физико-химические свойства цементных составов. Сапонит снижает водоотдачу цементного раствора за счет образования малопроницаемой фильтрационной корки, но менее эффективно, чем бентонит.
Глинопорошки в тампонажных составах негативно влияют на прочностные характеристики цементного камня, но при этом предел прочности на сжатие составов с сапонитом выше, чем с бентонитом, при одинаковых концентрациях глин. Помимо этого, cапонит в цементном составе позволяет получить расширяющийся цементный камень.
Применение сапонита в качестве альтернативы бентониту позволит получить расширяющийся цементный камень с повышенными прочностными характеристиками по сравнению с составами, где применяется бентонит. По результатам испытаний было выявлено, что сапонит является добавкой, снижающей водоотдачу, что говорит о перспективах его применения для приготовления облегченных цементных растворов. Совокупность данных факторов позволит повысить качество крепления скважин, используя тампонажные составы с сапонитом.
Важным преимуществом сапонита является его низкая стоимость по сравнению с бентонитом, так как данный глинопорошок является отходом при добыче алмазов на Ломоносовском месторождении в Архангельской области. Также использование сапонита в цементных составах для крепления скважин позволит улучшить экологическую обстановку в регионе.
Таким образом, сапонит является обоснованной альтернативой традиционно применяемому бентониту, которая увеличит качество работ по цементированию, повысит экономическую эффективность проектов по строительству нефтяных и газовых скважин, а также позволит рационально утилизировать глинопорошок, который является отходом, загрязняющим окружающую среду Архангельской области.
Литература
1. Агзамов, Ф.А. Влияние свойств тампонажных материалов на герметичность межколонного пространства газовых скважин/ Ф.А. Агзамов, Я.М. Аль-Сурури, С.Ф. Комлева // Сборник научных трудов «Научно-технические достижения в газовой промышленности». – 2001. – С. 48–58.
2. Агзамов, Ф.А. Химия тампонажных и промывочных растворов / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Э.Ф. Токунова. – Санкт-Петербург: Недра, 2011. – 268 с.
3. Алексеев, А.И. Усовершенствование технологии обогащения сапонитовой руды в процессе добычи алмазов. / А.И. Алексеев, О.С. Зубкова, А.С. Полянский // Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки. – 2020. – Т. 205 – № 1 – С. 74–80.
4. Аникеева, Э.С. Проблема фильтрации флюида через цементный камень на газовых месторождениях с низкой проницаемостью коллектора / Э.С. Аникеева // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2021. – Вып. 3 (34). – С. 61–75.
5. Булатов, А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем / А.И. Булатов. – Москва: Недра, 1976. – 248 с.
6. Влияние механической и тепловой обработки на характеристики сапонитсодержащего материала / Т.Н. Орехова, М.Н. Сивальнева, М.А. Фролова, [и др.] // Записки Горного института. – 2025. – Т. 272. – № 16487. – С. 91–99.
7. ГОСТ 1581-2019 Портландцементы тампонажные.
8. ГОСТ 34532-2019. Цементы тампонажные. Методы испытаний.
9. Литвиненко, В.С. Технологические жидкости для повышения эффективности строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин / В.С. Литвиненко, Н.И. Николаев // Записки Горного института. – 2011. – Т. 194. – С. 84–90.
10. Николаев, Н.И. Тампонажные составы пониженной плотности для цементирования скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / Н.И. Николаев, Е.Л. Леушева // Записки Горного института. – 2019. – № 236. – С. 194–200.
11. Патент № 2802778. Способ получения глинопорошка и песка из сапонитового шлама.
12. Пашкевич, М.А. Перспективы повторного использования хвостов алмазных глин Ломоносовского рудника / М.А. Пашкевич, А.В. Алексеенко // Минералы Северо-Запада России. – 2020. – № 10. – С. 517–517.
13. Повышение физико-механических характеристик крепи скважин путем композиционирования цементного камня / Ф.А. Агзамов, А.С. Шерекин, А.В. Самсыкин [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2010. – № 10. – С. 33–35.
14. Сравнительный анализ влияния различных нанодобавок на характеристики буровых растворов на основе дизельного топлива / Е.И. Лысакова, А.В. Минаков, А.Д. Скоробогатова, М.И. Пряжников // Записки Горного института. – 2025. – Т. 276. – Вып. 1. – С. 30–40.
15. API RP 10B-2/ISO 10426-2. Recommended Practice for Testing Well Cements.
16. API Spec 10A:2019 Specification for Cements and Materials for Well Cementing.
17. Broni-Bediako, E. P. E. Oil Well Cement Additives: A Review of the Common Types / E. P. E. Broni-Bediako, O. F. Joel // Oil & Gas Research. – 2016. – Vol. 2. – № 2. – P. 112–118.
18. Nelson, E. B. Well Cementing. Second Edition. / E. B. Nelson, G. Dominique. – Sugar Land: Schlumberge, 2006. – 773 P.
19. Potential Application of Saponite Clay for Production of Drilling Fluids / O.S. Zubkova, V.N. Kuchin, M.A. Toropchina, A.S. Ivkin // International Journal of Engineering. – 2024. – Vol. 37 (11). – Р. 2142–2149.
20. Study of the potential use of tailings from Severalmaz JSC for the production of mineral additives to cement binders / A.M. Aizenshtadt, M.V. Morozova, M.A. Frolova, A.M. Tyurin // Obogashchenie Rud. – 2024. – № 3. – P. 42–48.
