СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЦЕМЕНТЫ

ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ

При разведочном и эксплуатационном бурении неф­тяных и газовых скважин, а также при капитальном их ремонте применяют тампонажные цементы, представ­ляющие собой в основном разновидности портландце­мента. Тампонажные цементы используют для цементи­рования нефтяных скважин, цель которого — изолиро­вать продуктивные нефтеносные слои от водоносных, а также отделить нефтеносные слои друг от друга при многопластовых залежах нефти. Цементирование (там­понирование) — весьма ответственная стадия сложного процесса бурения; качество цементирования часто оппо. деляет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении — возможность правильной оцен­ки запасов продуктивных нефтеносных слоев в ис'сле-' дуемом месторождении.

При цементировании скважины в нее опускают ко­лонны обсадных стальных труб разного диаметра и заполняют образовавшееся кольцевое пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором. Изве­стны несколько методов цементирования скважин: пря­мое цементирование, монтажная заливка, цементирова­ние хвоста, цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах, обратное цементирование, мно­гоступенчатая заливка и др. Многообразие методов обусловливается специфическими особенностями место­рождений, различным характером расположения про­дуктивных и водоносных слоев, наличием трещин и ка­верн в породах и др.

Наиболее распространено прямое цементирование. Через колонну стальных труб, опущенную на рассчи­танную глубину и соответствующим образом подвешен-' ную, подается глинистый раствор для промывки сква­жин перед цементированием. После промывки в колон­ну опускают так называемую нижнюю пробку с цент­ральным отверстием, закрытым стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб. Затем на опу­щенную пробку в колонну быстро накачивается с по­мощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опуска­ют верхнюю глухую пробку. Наконец, на верхнюю проб­ку накачивается под большим давлением глинистый рас'твор, в результате чего цементный раствор, заклю­ченный между нижней и верхней пробкой, движется вниз. Когда нижняя пробка достигает заранее установ­ленного на обсадных трубах упорного кольца, несколь­ко повышается давление, и стекло нижней пробки раз­давливается. Цементный раствор через образовавшее­ся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая, в свою очередь, находивший­ся в скважине после бурения глинистый раствор. Когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления па манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанав­ливается.

Установлено, что глинистый раствор отрицательно влияет на твердение цемента при их смешивании, ког­да цементный раствор проходит в затрубное простран­ство. Перфорация цементного камня в скважине также влияет на его прочность, снижая ее в зависимости от многих факторов и в особенности от вида перфорации—' пулевой или торпедной. Крайне важно, чтобы при це­ментировании подъем цементного раствора в затрубном пространстве осуществлялся с определенной скоростью не менее 1,5 м/с. Это способствует лучшей очистке сте­нок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца. Во время цементирования точно контролируют объемы цементного раствора и про- давочной жидкости, закачиваемых в колонну, и тща­тельно следят за изменением давления раствора. Экзо - термия цемента способствует повышению этого давле­ния. После проверки высоты подъема цементного раст­вора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 и реже 48 ч до полного затверде­вания цемента. Зазор между стенкой скважины и на­ружным диаметром обсадных труб, заполненный це­ментным раствором, составляет примерно 15—50 мм.

По истечении установленного срока твердения це­ментного раствора обсадную колонну испытывают на герметичность путем «опрессовки», при этом допускает­ся снижение давления на 0,5 МПа за 30 мин. После окончания этих операций и приобретения цементом не­обходимой прочности вскрывают продуктивный нефте­носный слой путем дальнейшего пробуривания цемент­ного камня на забое либо пробивают отверстия, по ко­торым в скважину поступает нефть. Это осуществляет­ся с помощью пороховых либо торпедных перфораторов через стенки труб и прилегающий к ним цементный ка­мень. В результате перфорации в цементном камне об­разуются отверстия, по которым в колонну поступает нефть после понижения уровня жидкости в скважине при давлении ниже пластового давления нефти.

Каковы же специфические условия службы тампо - нажного цемента в скважинах? [116]. Следует помнить' о том, что осмотр и точное обследование состояния скважины невозможны. Это крайне затрудняет изуче­ние цемента в условиях службы. По мере углубления нефтяной скважины в ней повышаются температура и давление, что, естественно, влияет на процесс цементи­рования и качество получаемого цементного камня. Установлено, что повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных месторожде­ниях. Так, например, имеются данные измерений тем­пературы в ряде скважин, по которым значение геотер­мического градиента составляет примерно 16,5—18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем считают, что температура нефтяных пластов всегда ниже темпе­ратуры водоносных. В США на некоторых скважинах при глубине примерно 7000 м температура на забое до­ходила до 473 К при давлении 12,5 МПа.

В скважине создается высокое давление в результа­те напора воды, газов, нефти, которое при повышенной температуре влияет на сроки схватывания цементного раствора и формирование цементного камня. Условия для твердения цемента в скважине исключительно сложные. Пласты пород обладают различной пори­стостью, трещпповатостью и кавсрнозностью. Избы­точное давление, испытываемое пластом в результате гидростатического давления, создаваемого столбом промывочной жидкости, увеличивает естественные тре­щины в породе и может привести к уходу глинистого, а затем и цементного раствора при цементировании им скважины. Бывают случаи так называемого гидравли­ческого разрыва пласта, перетоков пластовых вод с верхних па нижние водоносные горизонты и др. Часто происходит значительное обезвоживание цементного раствора вследствие отсоса воды пористыми пластами породы.

Пластовые воды в ряде месторождений характери­зуются высокой концентрацией солей. Имеются воды хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, а также сульфатно-сульфидные, оказывающие замет­ное коррозионное воздействие на цементный камень осо­бенно в условиях повышенных температур и давления, когда возможна существенная водопроницаемость це­ментного кольца. Особо сложные условия службы в газовых скважинах, когда после окончания цементиро­вания происходит диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны.

Первые опыты крепления обсадных труб для изоля­ции нефтяного пласта от водоносного путем цементиро­вания портландцементным раствором были выполнены в 1907—1908 гг. и дали положительные результаты в сравнительно неглубоких скважинах. Портландцемент того времени характеризовался сравнительно медленным схватыванием, низкой прочностью и грубым помолом, поэтому приходилось долго «выжидать», пока цемент­ный камень приобретет необходимую прочность. Поэто­му возникла необходимость ускорить процессы тверде­ния цемента. В то время это достигалось более тонким помолом цемента, так как познания в области химии цемента были еще недостаточны для выбора необходи­мого химического состава цемента.

Результаты многолетних исследований и обобщение опыта эксплуатации нефтяных месторождений позволи­ли определить важнейшие требования к качеству там - поиажного цемента. Они сводятся в основном к следую-' щему. Цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем про - давливания в затрубное пространство. Раствор должен оставаться подвижным определенное время, пока идет цементирование. Это достигается при ВЩ — 0,4—0,5. В зависимости от температуры скважины дифференци­руются сроки схватывания цемента.

Тампонажные цементы должны характеризоваться необходимой прочностью в первые двое суток тверде­ния. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепле­ние колонны в стволе скважины, необходимую ее устой­чивость при разбуривании и перфорации, эффективную изоляцию от проницаемых пород. Какой же должна быть прочность цементного камня па сжатие, чтобы удовлетворить всем этим требованиям? Вопрос это сложный. Считают, что она должна составлять не ме­нее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффи­циенте запаса прочности в 2—5.

Весьма важный показатель — вязкость цементного раствора, характеризующая его текучесть. Цемент дол­жен обеспечить получение раствора хорошей текучести и оставаться подвижным в течение времени, необходи­мого для его закачки и вытеснения в затрубное прост­ранство при температуре и давлении, соответствующих дайной глубине. После закачки в скважину цементный раствор должен в кратчайший срок приобретать соот­ветствующую прочность и сохранять ее [41].

Цементный камень должен быть стоек по отношению к агрессивным пластовым водам на глубоких горизон­тах и водонепроницаемым, чтобы защитить продуктив­ные нефтяные пласты от пластовых вод и обсадную ко­лонну от проникновения корродирующих жидкостей, со­держащих большое количество различных солей, а за­частую и сероводород. В начальный период твердения цементный камень должен быть достаточно пластич­ным, чтобы при перфорации скважин в нем не образо­вались трещины, и вместе с тем достаточно долговеч­ным в условиях, когда ему приходится противостоять воздействию не только агрессивных пластовых вод, но и высокой температуры и давления. Необходимо учиты­вать и водоотдачу, которая вполне возможна при нали­чии проницаемых пластов, отсасывающих часть воды из цементного раствора. Это заметно снижает водоце - ментиое отношение, что влияет на вязкость и сроки схватывания цемента. Кроме того, серьезное значение имеет газопроницаемость цементного камня, особенно в газовых скважинах.

Цемент одной разновидности не может удовлетво­рять всем требованиям, связанным с различными усло­виями его работы в скважинах. Поэтому цементная промышленность выпускает два основных ис­ходных вида тампонажного цемента. Один из них пред­назначен для цементирования «холодных» скважин и другой — «горячих». Цементы испытывают соответст­венно при 295 и 348 К. Кроме того, освоено производст­во ряда специальных видов тампонажных цементов. Требования к цементам для «холодных» и «горячих» скважин весьма высоки. Стандарт регламентирует же­сткие пределы для сроков схватывания: начало не ра­нее 2 ч для применения цементов в «холодных» скважи­нах и не ранее 1 ч 45 мин для «горячих» скважин. Ко­нец схватывания после затворения должен наступать в цементе для «холодных» скважин не позднее 10 ч и в цементе для «горячих» скважин — не позднее 5 ч. Это время необходимо для того, чтобы успеть закачать це­ментный раствор в скважину и продавить его на нуж­ную высоту в затрубное пространство. Предел прочно­сти при изгибе призм 4X4X16 см из цементного теста с В/Ц=0,5 должен составлять через двое суток — при холодных скважинах'—2,7 МПа, при горячих через од­ни сутки — 3,5 МПа. Цементное тесто должно обладать такой растекаемостью, при которой расплыв образца в виде конуса из этого теста был бы не менее 180 мм.

К тампонажным цементам предъявляются такие же требования в отношении допустимого содержания SO3 и MgO, а также по тонкости помола и равномерности изменения объема, что и к портландцементу. К клинке­ру цемента для «холодных» скважин при измельчении можно добавлять: гранулированный доменный шлак (не более 20%), активные минеральные добавки (не более 12% массы цемента) или инертные добавки (не более 10%)—кварцевый песок или кристаллический известняк.

Производство тампонажных цементов связано с опре­деленными трудностями. Тампонажный цемент для «холодных» скважин изготавливают главным образом путем тонкого помола (до удельной поверхности 3000—3500 См2 на 1 г клинкера), сумма активных ми­нералов (c3s + c3a) в нем составляет около 60%, дози­ровка гипса повышенная (3—3,5% so3).

В целях замедления схватывания тампонажный це­мент для «горячих» скважин должен быть преимущест­венно низкоалюминатным. Он предназначается для службы при температуре примерно 348 К - Выпускают­ся тампонажные цементы, которые содержат 3—4% С3А н пригодны как для «холодных», так для «горячих» скважин. Однако эти стандартизованные цементы не всегда позволяют обеспечить качественное цементиро­вание нефтяных и газовых Скважин, пробуриваемых зачастую в разнообразных сложных условиях. Так, на­пример, часто в глубоких и сверхглубоких скважинах температура на забое бывает выше 348 К, доходит и до 473 К при давлении до 70 МПа.

В скважинах многих нефтяных районов пластовые воды оказывают на цемент сильное корродирующее действие, цементный раствор поглощается трещинова­тыми или дренированными пластами. Для цементирова­ния скважины в таких условиях необходимы цементные растворы с плотностью, превышающей плотность про­мывочного глинистого раствора. В других случаях тре­буются, наоборот, цементные растворы с пониженной плотностью для того, чтобы поднять цементный раствор па большую высоту. Специфические условия создаются' в газовых скважинах, в которых наблюдается прорыв газа через цементное кольцо и резьбовое соединение об­садной трубы п др. Для службы в таких специфических условиях разработаны специальные виды тампонажных цементов, эффективность которых подтверждена на практике (ГОСТ 1581—78). Объем производства этих цементов пока ограничен.