Тампонажный цемент - это разновидность портландцемента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
Используется при разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных и газовых скважин, и при капитальном ремонте скважин (КРС) для цементирования нефтяных скважин, целью которого является изолирование продуктивных нефтеносных слоев от водоносных, а также отделение нефтеносных слоев друг от друга при многопластовых залежах нефти.
Цементирование (тампонирование) - важная операция техпроцесса бурения; качество цементирования часто определяет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении - возможность правильной оценки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении.
Замес и заливку раствора производя механическим способом, подача в скважину осуществляется насосной установкой.
Операция цементирования скважины:
- опускание в скважину колонны обсадных стальных труб разного диаметра;
- заполнение образовавшегося кольцевого пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором.
Методы цементирования скважин:
- прямое цементирование,
- монтажная заливка,
- цементирование хвоста,
- цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах,
- обратное цементирование,
- многоступенчатая заливка и тд.
Многообразие методов связано с особенностями месторождений, характером расположения продуктивных и водоносных слоев, структуры коллекторов и др.
Прямое цементирование - наиболее распространенный метод:
- колонну стальных труб опускают на рассчитанную глубину и подвешивают;
- через колонну подается глинистый раствор для промывки скважин перед цементированием;
- спуск колонны после промывки на нижнюю пробку с центральным отверстием, закрытие стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб;
- на опущенную пробку в колонну быстро накачивается с помощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опускают верхнюю глухую пробку;
- на верхнюю пробку накачивается под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цементный раствор, заключенный между нижней и верхней пробкой, движется вниз;
- когда нижняя пробка достигает заранее установленного на обсадных трубах упорного кольца, повышается давление, и стекло нижней пробки раздавливается;
- цементный раствор через образовавшееся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая 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.
- после проверки высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 час ( реже 48 час) 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.
Особенности процесса цементирования:
- 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, в тч от вида перфорации пулевой или торпедной.
- Скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве при цементировании должна составлять не менее 1,5 м/сек, что способствует лучшей очистке стенок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца.
- Нужно точно контролировать объемы цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в колонну, и изменение давления раствора. Экзотермия цемента способствует повышению этого давления.
Условия службы тампонажного цемента в скважинах:
Осмотр и точное обследование состояния скважины невозможны, что затрудняет изучение цемента в условиях службы;
По мере углубления нефтяной скважины в ней повышаются температура и давление, что влияет на процесс цементирования и качество получаемого цементного камня. Повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных месторождениях. При измерении температуры в ряде скважин, значение геотермического градиента составило 16,5-18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем температура нефтяных пластов всегда ниже температуры водоносных. В США на некоторых скважинах при глубине примерно 7 тыс 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 сложные. Коллекторы имеют различную пористость, трещинноватость и кавернозность. 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. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП), переток пластовых вод с верхних па нижние водоносные горизонты - обычное явление. Бывают случаи обезвоживания цементного раствора из-за отсоса воды пористыми пластами породы.
Пластовые воды на многих месторождениях имеют высокую концентрацию солей. Хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, сульфатно-сульфидные воды оказывают коррозионное воздействие на цементный камень, особенно при повышенных температурах и давлении, когда возможна существенная водопроницаемость цементного кольца.
Еще более влияет на условия службы в газовых скважинах происходящая после окончания цементирования диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны.
1е 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. Для ускорения процесса твердения цемента использовался более тонкий помол цемента.
Важнейшие требования к качеству тампонажного цемента
Цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем продавливания 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.
Тампонажный цемент должен характеризоваться необходимой прочностью в первые 2 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. Прочность должна составлять не менее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффициенте запаса прочности в 2-5.
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 .
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 водоцементиое отношение, что влияет на вязкость и сроки схватывания цемента. Кроме того, серьезное значение имеет газопроницаемость цементного камня, особенно в газовых скважинах.
Цемент 1й разновидности не может удовлетворять всем требованиям, связанным с различными условиями его работы в скважинах, поэтому цементная промышленность выпускает 2 основных исходных вида тампонажного цемента:
Цемент, предназначенный для цементирования «холодных» скважин до 40оС(295К);
Цемент, предназначенный для цементирования «горячих» скважин свыше 40оС(348 К).
Требования к цементам для «холодных» и «горячих» скважин 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 час и в цементе для «горячих» скважин - не позднее 5 час. 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 2 суток - при холодных скважинах-2,7 МПа, при горячих через 1 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, в тч должен содержать повышенное количество трехкальциевого алюмината 10 - 13%, алита - до 50% для обеспечения нужной скорости схватывания раствора и повышенного уровня прочности его на ранних сроках твердения, а также повышенное содержание трехкальциевого силиката 57 - 60% в сочетании с пониженным содержанием СзА 4 - 7%, дозировка гипса повышенная 3-3,5% so3, что обеспечивает требуемую скорость схватывания, высокую активность цемента на ранних сроках твердения.
Тампонажный цемент для «холодных» скважин изготавливают главным образом путем тонкого помола (до удельной поверхности 3000-3500 cм2 / 1 г клинкера).
Качественный тампонажный цемент должен быть так тонко помелен, чтобы во время просеивания его через сито № 008 не меньше 25% веса пробы проходило.
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 1581-96), но производство ограничено.