Применение природного кремнезема Таш-Кумырского и Озгурского месторождений для повышения термостойкости тампонажных цементов
Кыргызская Республика располагает значительными углеводородными энергетическими ресурсами. Вместе с тем освоение этих ресурсов крайне не эффективно. Из имеющихся 472 нефтяных скважин в настоящее время в рабочем состоянии находятся всего 325, а из 27 газовых скважин эксплуатируются только 11.
Энергетическая стратегия Республики, тенденция развития энергетического рынка и проблема энергетической безопасности страны наталкивает на разработку новых центров добычи нефти и газа как в южной, так и северных районах республики. Поэтому необходимо наращивать поисково-разведочное и эксплуатационное бурение.
При имеющихся технико-технологических, кадровых и финансовых ресурсах и прикладных научных работах для отечественных нефтегазовых компаний целесообразна разработка новых концептуальных подходов к проектированию и строительству скважин, ориентированных на обеспечение их длительного, безаварийного и рентабельного применения за счет использования резервов повышения количества скважин, эффективности технологии производства на месторождениях, где строительство новых скважин оказывается нерантебельным, а действующие находятся на пределе рентабельности. Для сокращения в целом объема капиталовложений в строительство скважин необходимо несколько увеличить затраты на проектное, технологическое, информационное обеспечение создания качественных скважин. Только качественное, научно-обоснованное проектное решение позволяет иметь качественный проект и построить качественную скважину.
Рентабельность разработки любого месторождения определяется, прежде всего, количеством скважин и их производительностью. Производительность скважин, в свою очередь, зависит от количества первичного и вторичного вскрытия пласта-коллектора. Любой буровой раствор, взаимодействуя с тонкодисперсной средой, каковой является продуктивный пласт, в большем или меньшем объеме ухудшает фильтрационные свойства. Проницаемость продуктивного пласта зависит от сечения и извилистости поровых каналов, физико-химических свойств флюидов и характера их движения в природной среде, степени дисперсности зерен, слагающих коллектор, степени его цементации и типа цемента.
Наряду с этим относительно сложные горно-геологические условия залегания нефти и газов, особенности характеристик по коллекторским свойствам, пластовым давлением и температурам, представляет технико-технологическую задачу для каждого нефтегазоносного региона. В частности с учетом особенностей геологического строения и вещественного состава, создания долговременной крепи в условиях повышенных пластовых температур (100-1300С) требуется применение специальных тампонажных цементов, позволяющих приготавливать тампонажные растворы с технологически необходимыми реологическими, фильтрационными, изолирующими и другими показателями и в то же время формировать термо- и корозионостойкий цементный камень[1-6]. Выпускаемые в настоящее время тампонажные портландцементы типа ПЦТ 1-100 и ПЦТ II-100 допускается применять при статических температурах не более 1000С . Так как в случае высоких температур во времени происходит снижение прочности цементного камня и, что более опасно, увеличение его проницаемости в результате процессов термодеструкции.
Крепление скважин, особенно глубоких является наиболее ответственным этапом их строительства [6]. Неудачное проведение процесса цементирования может свести к минимуму успехи предыдущей работы вплоть до ликвидации скважины. Кроме того, качественное крепление подразумевает надежную изоляцию и максимально возможное сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.
Необходимо отметить, что распространенная в настоящее время практика приготовления тампонажных смесей непосредственно на буровой приводит к неравномерному смешению компонентов и в результате к получению тампонажных растворов с нестабильными свойствами, что в конечном итоге приводит к снижению качества цементирования. Поэтому при сервисном сопровождении приоритет отдается поставкам готовых тампонажных смесей.
Одним из основных способов целенаправленного повышения термостойкости тампонажного цемента на основе портландцементов является использование специальных добавок к стандартным тампонажным портландцементам тонкодисперсного кремнезема (SiO2) – кислотного компонента[7-9].
Обычно в качестве такой добавки используют молотый кварцевый песок, содержащий примеси полевого шпата, слюды, известняка. Присутствие этих примесей негативно влияет на свойства формирующегося цементного камня – происходит резкое снижение его прочности и коррозионной стойкости. Другой важной составляющей является размер частиц добавки. Чем больше дисперсность добавки, тем выше ее активность при взаимодействии с минералами цементного клинкера.
Химический компонентный состав имеющихся на юге Кыргызстана кварцевых месторождений определенные на основе химического и спектроскопического анализов показаны в таблице 1.
Таблица 1.
Содержание химических компонентов природной кремнеземистой добавки различных месторождений
Наименование месторождений
Содержание химических компонентов,%
Размер природных зерен, мм
SiO2
Al2O3
Fe2O3
CaO+MgO
K2O
Таш-Кумырское
94.3
1.8
-
-
3.0
0.1-2.5
Сулюктинское
85.0
10.5
0.83
1.67
-
0.5-2.5
Озгурское(г.Ош)
88.3
6.3
-
-
5.5
0.5-2.7
На основе приведенных данных в таблиц 1 и 2, из имеющихся кремнеземов для получения седиментационно-устойчивых термостойких тампонажных растворов с плотностью 1800 – 1850 кг/м3 в качестве основной добавки можно предлагать высокодисперсный кварцевый обогащенный порошок Таш-Кумырского и Озгурского месторождении, соответственно, со следующими свойствами:
химический состав SiO2=94.3 и 88,3% с содержанием примесей Al2O3=1.8 и 6.3% и K2O=3.0 и 5.5%; дополнительная промывка песка обогатить его до 97-98%;
высокая дисперсность – средний размер частиц молотого SiO2 составляет 25-45 мкм;
высокая удельная поверхность - 4710 см2/г;
низкая влажность – менее 0.15 %.
Основные технические показатели ( время загустевания и схватывания, реологические и фильтрационные свойства, расширение) легко регулируется путем ввода стандартного применяемых в практике реагентов.
Таким образом, используемые смеси на основе тампонажных портландцементов и порошкообразного кварца позволяет:
приготавливать седиментационно-устойчивые тампонажные растворы различной плотности с оптимальными реологическими характеристиками;
создавать высокопрочный и непроницаемый цементный камень в скважинах с высокими забойными температурами;
значительно повысить коррозионную стойкость цементного камня.
С учетом полученных результатов нами разработаны рецептуры термостойких тампонажных растворов для цементирования глубоких скважин, включающие также специальные добавки для регулирования времени загустевания, показателя фильтрации и компенсации отрицательного действия эффектов усадки – контракции в процессе формирования камня.
Таблица 2
Свойства тампонажных растворов с добавками молотого порошкообразного кварца
Состав смеси, масс.%
T0,C
Водосмесовое отношение,
В/С
Плотность,
Кг/м3
Предел прочности камня, МПа
Цемент
Порошкообразный кварц
100
-
95
0.5
1860
75
70
30
95
0.5
1800
70
100
-
120
0.5
1860
80
70
30
120
0.5
1810
68
Для оценки влияния величины концентрации добавки кварца на прочностные характеристики камня из портландцемента их содержания менялись от 30 до 80% [9]. Компоненты смешивались в сухом виде и затворялись на пресной воде при водосмесовом отношении В/С=0.5. С увеличением концентрации порошкообразного кварца до 50% в смеси наблюдается увеличение прочности тампонажного цементного камня, а при дальнейшем увеличении концентрации SiO2 снижается прочности камня.
Таблица 3.
Предел прочности тампонажного цементного камня в зависимости от массового содержания цемента и кварцевого песка Озгурского месторождения
Состав смеси
Массовое содержание компонентов в составе смеси в процентах
Цемент
69
63
56
50
44
37
31
25
19
SiO2
31
37
44
50
56
63
69
75
81
Предел прочности, МПа
70
75
68
80
60
55
48
18
14
Как видно из таблицы 1 рассмотренные кварцевые месторождения разнообразны по химическому составу, так и по уровням содержания примесей. Однако по содержанию примесей и по данным табл.2 и 3 наиболее целесообразным месторождением для организации производства тампонажного цемента является Таш-Кумырское и Озгурское месторождения.
Литература
1. Алибаев И. Тампонажные цменты для аномальных условий // Бурение. Нефть, 2005, №1.
2. Пьявко М., Бубнов А. Применение расширяющегося тампонажного материала при креплении поисковых и разведочных скважин // Бурение. Нефть, 2005, №1.
3. Темиров Э. Способы ликвидации катастрофических поглощений при строительситве скважин тиксотропными составами тампонажных растворов // Бурение. Нефть, 2005, №11.
4. Каримов Н., Агзамов Ф., Каримов И., Мяжитов Р., Алибаев И. Тампонажные цементы для аномальных условий // Бурение. Нефть, 2005, №1.
5. Третьяков А., Арыпов Ш. Азотонасышенный тампонажный раствор для цементирования скважин с аномально низкими пластовыми давлениями // Бурение. Нефть, 2005, №3.
6. Белей И.И., Щербич Н.Е., Каргапольцева Л.М., Штоль В.Ф. Тампонажные растворы для цементирования глубоких газовых и газоконденсатных скважин. Санкт-Петербург, 2005.-710с.
7. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976. – 246с.
8.Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных растворов. М.: Недра, 1987. – 280с.
9. Белей И., Щербич Н., Коновалов Е., Ноздря В., Саморуков Д., Соколович А. Кремнеземистые активные добавки для тампонажных цементов // Бурение. Нефть, 2004, №3.
Библиографическая ссылка
Ташполотов Ы., Акматов Б. Применение природного кремнезема Таш-Кумырского и Озгурского месторождений для повышения термостойкости тампонажных цементов // Научный электронный архив.
URL: http://econf.rae.ru/article/5023 (дата обращения: 27.04.2024).
Прочитать публикацию в формате PDF