УДК:
DOI:

Разработка термостойких тампонажных материалов для крепления скважин при тепловых методах добычи

Development of heat-resistant plugging materials for cementing wells in thermal production methods

A.V. Melekhov1, D.L. Bakirov1, M.M. Fattakhov1, G.N. Gritsay1, S.S. Svyatukhova1
LUKOIL–Engineering Limited KogalymNIPIneft Branch Offi ce in Tyumen, Tyumen, 625000, Russian Federation
V.P. Ovchinnikov2
Industrial University of Tyumen Industrial University of Tyumen, Tyumen, 625000, Russian Federation

Одним из перспективных направлений развития современной нефтяной промышленности является ввод в эффективную разработку нетрадиционных ресурсов керогенонефтематеринских пород, сверхтяжелой нефти и битумов, которые относятся к классу трудноизвлекаемых запасов. Они распространены за рубежом и во многих регионах страны, в том числе и на территории Западной Сибири. Традиционно для их извлечения применяют третичные тепловые методы повышения нефтеотдачи, которые оказывают значительные теплофизические нагрузки на обсадные колонны и крепь скважины. В частности, для добычи нефти из керогена применяют метод термогазового воздействия (ТГВ), который оказывает тепловые нагрузки до 300–350 °С и давление более 40 МПа на цементный камень. Для надежной изоляции затрубного пространства в подобных условиях необходимы разработка и применение специальных термостойких материалов.

One of the promising directions in the development of the modern oil industry is the introduction into the effective development of unconventional resources of kerogen-oil source rocks, superheavy oils and bitumen, which belong to the class of hard-to-recover reserves. They are common in many regions of the country and abroad, in particular, in Western Siberia. Traditionally, tertiary thermal methods of enhanced oil recovery are used to extract them, which exert significant thermal and physical loads on casing strings and well support. In particular, for the extraction of oil from kerogen, the method of thermal gas impact (TGI) is used, which exerts thermal loads up to 300–350 °C and a pressure more than 40 MPa. For reliable isolation of the annular space in such conditions, it is necessary to develop and use special heat-resistant materials.

Существенным отличием нефти баженовской свиты от традиционных углеводородов является ее нахождение в керогенсодержащей породе, что крайне ограничивает ее подвижность и извлекаемость. Остаток органического вещества – керогена в среднем составляет 23,3 % от объема породы. (рис. 1).
Данная особенность таких залежей позволяет отнести ее по способу извлечения ТРИЗ к высоковязким или малоподвижным нефтям, поскольку для извлечения запасов требуется пиролиз керогена с образованием высоковязких нефтей и последующим снижением конечной вязкости нефтепродуктов.
Традиционно для извлечения высоковязкой нефти используют третичные методы увеличения нефтеотдачи, к которым относятся, помимо остальных, тепловые методы добычи.
Одним из перспективных тепловых методов извлечения углеводородов из керогенов является метод термогазового воздействия на пласт, принцип которого основан на инициировании в пласте самопроизвольных окислительных процессов пиролиза и крекинга керогена. В результате проведения ТГВ крепь скважины подвергается значительным термическим нагрузкам до 300–350 °С.
Для надежной изоляции затрубного пространства при применении тепловых методов повышения нефтеотдачи необходимо использование специальных термостойких тампонажных цементов, способных противостоять термической коррозии при тепловом воздействии.
Геофизические исследования по оценке качества цементирования и технического состояния обсадной колонны, проведенные с применением акустического скважинного телевизора на преломленных волнах (АСТП) на ряде скважин до и после термического воздействия, показали резкое снижение контакта цементного камня с обсадной колонной – следствие термической коррозии (рис. 2) [1].
Снижение качества крепления скважин под воздействием высоких температур обусловлено термической коррозией цементного камня при температуре выше 100 °С [2, 3].
Характерные разрушения цементного камня, приводящие к снижению качества крепления под воздействием высоких температур, наблюдаются и при проведении лабораторных испытаний. На рис. 3 представлена фотография образца цементного камня на основе бездобавочного цемента ПЦТ I-G после воздействия высокой температуры, на котором отчетливо видны признаки термокоррозии [4].

Межфазные переходы могут быть описаны по следующей схеме реакции:
С3S + H2O → C3S2H3 → C2SH8 → C2SH(H) → C6S6H →C5S6H (1)
Наибольшей склонностью к термоперекристаллизации обладают цементы, соотношение продуктов твердения в которых CaO/SiO2 = C/S > 1,2.
Примером таких продуктов может быть C3S2H3 (3CaO·2SiO2·3H2O), с соотношением С/S=1,4.
С/S= 3 х (40+16) / 2 х (28+2х16) = 3х56 / 2х60 = 168 / 120 = 1,4.
Наиболее устойчивы низкоосновные соединения, в которых отношение С/S ≈ 1.
Происходящие разрушения в цементном камне обусловлены изменением внутренних объемов фаз и возникновением структурных напряжений при межфазных переходах термодинамически неустойчивых высокоосновных гидросиликатов кальция. Поэтому для сохранения целостности структуры необходимо снизить количество межфазных переходов и добиться равномерного образования низкоосновных гидросиликатов кальция (тоберморитов и ксонотлитов).
Традиционно для снижения соотношения С/S и основности продуктов твердения цементов применяется добавление в состав тампонажного материала кремнийсодержащих сыпучих компонентов, шлаков, зол или мелкодисперсного кварца [5, 6].
Однако, добавление большого количества сухих наполнителей, повышающих термостойкость камня, значительно улучшает реологические свойства растворов и приводит к усадке при твердении по причине большой концентрации твердых малоактивных компонентов в исходной смеси, что негативно влияет на качество тампонажных растворов и изоляционные характеристики камня на их основе.
Добиться снижения побочных фаз в образовании низкоосновных продуктов твердения возможно за счет протекания реакции гидратации с одной скоростью по всему объему реакционной смеси путем правильного подбора фракционного состава сухой смеси и создания «плотнейшей упаковки» в тампонажном растворе и твердеющем камне.
Для формирования «плотнейшей упаковки» систем с непрерывным зерновым составом, таких как цементные и бетонные смеси, применяется метод, основанный на построении оптимальных гранулометрических кривых через функцию распределения, в качестве которой используется функция распределения Фуллера, описываемая уравнением [7]:

где Ai – размер частиц в процентах (тонкость помола фракции), проходящих через сито размером di, мм; dmax – наибольший размер зерна в смеси, мм; n – коэффициент распределения, равный 0,5.
На рис. 4 показан фракционный состав смеси, полученной при оптимизации фракционного состава базового термостойкого тампонажного материала с применением метода Фуллера.

Применение метода «плотнейшей упаковки» позволяет максимально заполнить пустоты между более крупными соприкасающимися частицами разных фракций с менее крупными частицами и вытеснить избыток воды, тем самым обеспечивая равномерное распределение всех исходных компонентов по всему объему. При этом соприкасающиеся частицы начинают скользить по поверхности друг друга подобно шарикам в подшипнике, а вода играет роль компонента, смазывающего твердые частицы. Образующийся эффект способствует снижению трения между твердыми частицами за счет перераспределения силы трения-скольжения в силу трения-качения, снижая реологические характеристики раствора, а также позволяя сократить число межфазных переходов продуктов твердения и обеспечить малостадийное протекание процесса образования термодинамически устойчивых соединений [8–10].
Принципиальная схема осуществления фазовых переходов, полученных с применением оптимизации фракционного состава тампонажной смеси, описывается следующей схемой:


Данный метод позволяет существенно повысить изоляционные и прочностные характеристики цементного камня, снизить реологические характеристики и повысить седиментационную устойчивость цементного раствора.
Установлено, что чем ближе фракционный состав тампонажной смеси к эталонному, тем выше тампонажно-технологические свойства исследуемых растворов и сформированного из них камня.
С применением указанного способа была проведена оптимизация фракционного состава смеси для термостойких материалов, применяемых при реализации ТГВ [4].
На рис. 5 представлены рентгенограмма образца ТТМ, разработанного с применением оптимизации фракционного состава смеси после одного и 10 циклов воздействия температуры 300 °С.
Установлено, что при циклическом воздействии температуры на продукты твердения (рис. 5), фазовый состав камня, в основном представлен низкоосновными гидросиликатами кальция вида ксонотлита, который практически постоянен, отмечаются лишь незначительные изменения в содержании.
Можно предполагать, что, преимущественно, фазовые переходы осуществлены в процессе первого цикла термического воздействия. При последующих воздействиях изменение физико-механических свойств сформированного камня также малозаметно, обусловлено лишь ростом кристаллов, т.е. структура камня является термостабильной.
Таким образом, применение метода «плотнейшей упаковки» способствует получению седиментационно устойчивых тампонажных растворов с высокой их подвижностью при минимальном водосодержании, значительно превосходящих по свойствам тампонажные материалы с неоптимизированным фракционным составом при тех же значениях плотности. Их применение позволяет снизить гидродинамические нагрузки на стенки ствола скважины, уменьшая риск поглощений при цементировании, и обеспечивает герметичность крепи скважин. Промысловые испытания на объектах с термогазовым воздействием на пласт подтверждают результаты лабораторных исследований – в скважинах обеспечена герметичность крепи после циклического воздействия высоких температур.

Литература

1. Коробченко В.В., Михеев М.Л., Саттаров А.И. Заключение по геофизическим исследованиям прибором АСТП по оценке качества цементирования и техническому состоянию обсадной колонны после ввода в ПЦО / В.В. Коробченко / Отчет НИР ООО «ТНГ-Групп» Научно-техническое управление / – г. Бугульма, – 42 с.
2. Данюшевский В.С. Справочное руководство по тампонажным материалам / Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. 2-е изд. – М.: Недра, – 1987. – 372 с.
3. Булатов А.И. Тампонажные материалы: уч. пос. по спец. «Бурение нефтяных и газовых скважин» / А.И. Булатов, В.С. Данюшевский. – М.: Недра, – 1987. – 279 с. – Текст: непосредственный.
4. Тампонажный материал для температурного диапазона 160-300 °С / Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга, С.С. Святухова [и др.] // SPE-181935-RU: през. Рос. нефтегаз. технич. конф. SPE (Москва, 24-26 окт. 2016 г.). – Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-181935-RU.
5. Ахмадеев Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей / Р.Г. Ахмадеев, В.С. Данюшевский. – Москва: Недра, 1981. – 152 с.
6. Агзамов Ф.А. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов. – СПб: Недра, – 2005. – 317 с.
7. Fuller W.B., Thompson S.E. The Laws of Proportioning Concrete // Transactions of the American Society of Civil Engineers. – 1907. № 59. — C. 67–169.
8. Проблемы и их решения при цементировании эксплуатационных колонн высокотемпературных скважин / В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, А.В. Мелехов, О.В. Рожкова // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2019. – № 1. – С. 39–46.
9. К вопросу разработки рецептур утяжеленных тампонажных растворов / Д.Л. Бакиров, В.П. Овчинников, В.А. Бурдыга [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 5. – С. 60–63.
10. Результаты применения термостойких тампонажных материалов для крепления скважин при тепловых методах добычи / А.В. Мелехов, В.П. Овчинников, В.В. Антонов, А.О. Петров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 1(361). – С. 31–34.

References

1. Korobchenko V.V., Mikheev M.L., Sattarov A.I. Zakliuchenie po geofizicheskim issledovaniiam priborom ASTP po otsenke kachestva tsementirovaniia i tekhnicheskomu sostoianiiu obsadnoi kolonny posle vvoda v PTSO / V.V. Korobchenko / Otchet NIR OOO «TNG-Grupp» Nauchno-tekhnicheskoe upravlenie. / – g. Bugul'ma, – 42 p.
2. Daniushevskii V.S Spravochnoe rukovodstvo po tamponazhnym materialam / Daniushevskii V.S., Aliev R.M., Tolstykh I.F. 2-e izd. – Moskva: Nedra, – 1987. – 372 p.
3. Bulatov A.I. Tamponazhnye materialy: Ucheb. posobie po spets. Burenie neft. i gazovykh skvazhin / A.I. Bulatov, V.S. Daniushevskii. – Moskva: Nedra, – 1987. – 279 p. Tekst: neposredstvennyi.
4. Tamponazhnyi material dlia temperaturnogo diapazona 160-300 S / D.L. Bakirov, V.A. Burdyga, S.S. Sviatukhova [i dr.] // SPE-181935-RU: prez. Ros. neftegaz. tekhnich. konf. SPE (Moskva, 24-26 okt. 2016 g.). Rezhim dostupa: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-181935-RU.
5. Akhmadeev R.G. KHimiia promyvochnykh i tamponazhnykh zhidkostei / R.G. Akhmadeev, V.S. Daniushevskii. – Moskva: Nedra, – 1981. – 152 p.
6. Agzamov F.A. Dolgovechnost' tamponazhnogo kamnia v korrozionno-aktivnykh sredakh / F.A. Agzamov, B.S. Izmukhambetov. – SPb: Nedra, – 2005. – 317 p.
7. Fuller W.B., Thompson S.E. The Laws of Proportioning Concrete // Transactions of the American Society of Civil Engineers. – 1907. – No 59. – Pp. 67–169.
8. Problemy i ikh resheniia pri tsementirovanii ekspluatatsionnykh kolonn vysokotemperaturnykh skvazhin / V.P. Ovchinnikov, P.V. Ovchinnikov, A.V. Melekhov, O.V. Rozhkova // Izvestiia vysshikh uchebnykh zavedenii. Neft' i gaz. –– 2019. – No 1. – Pp. 39–46.
9. K voprosu razrabotki retseptur utiazhelennykh tamponazhnykh rastvorov / D.L. Bakirov, V.P. Ovchinnikov, V.A. Burdyga [i dr.] // Neftepromyslovoe delo. – 2019. – No 5. – Pp. 60–63.
10. Rezul'taty primeneniia termostoikikh tamponazhnykh materialov dlia krepleniia skvazhin pri teplovykh metodakh dobychi / A.V. Melekhov, V.P. Ovchinnikov, V.V. Antonov, A.O. Petrov // Stroitel'stvo neftianykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more. – 2023. – No 1(361). – Pp. 31–34.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Мелехов А.В.

    Мелехов А.В.

    аспирант

    Тюменский индустриальный университет

    Овчинников В.П.

    Овчинников В.П.

    д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Тюменский государственный нефтегазовый университет

    Бакиров Д.Л.

    Бакиров Д.Л.

    к.т.н., заместитель генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ – Инжиниринг» по научной работе в области строительства скважин

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень

    Фаттахов М.М.

    Фаттахов М.М.

    к.т.н., начальник управления технологии строительства скважин

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ 4 Базовая кафедра Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» г. Тюмень, 625000, РФ

    Грицай Г.Н.

    Грицай Г.Н.

    начальник отдела крепления скважин

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г.Тюмени г. Тюмень, 625026, РФ

    Святухова С.С.

    Святухова С.С.

    главный специалист отдела крепления скважин

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ

    Просмотров статьи: 486

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru