CC BY
35
2/2009 ВЕСТНИК
МАТЕРИАЛОВЕДЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН
Д.В. Орешкин
МГСУ
Нефть и газ являются основным источником тепловой энергии в современном мире. Строительство нефтяных и газовых скважин, требует создания новых и совершенствования уже существующих строительных материалов. На завершающем этапе строительства происходит герметизация цементным раствором, а затем затвердевшим камнем, затрубного пространства между горной породой и эксплуатационной стальной колонной. Более половины территории России находится в зоне с многолетними мерзлыми породами (ММП, с льдистостью до 80 %), где и сосредоточены основные месторождения ценного сырья. Теплые нефть или газ, поднимающиеся из глубины, растепляют ММП, что может привести к обрушению сложнейшего инженерного сооружения - скважины и к экологической катастрофе. Кроме того, разгерметизация затрубного пространства снижает дебит скважины.
Экология и охрана земных недр диктуют появление новых облегченных и сверхлегких тампонажных материалов и надежных технологий для завершающих работ, к которым, в частности, относится операция по цементированию, на нефтяных и газовых скважинах. Скважина при ее проводке пересекает различные по несущей способности пласты. Она представляет собой конструкцию длиной до семи и более километров (например, месторождения Тенгиза). На Севере Западной Сибири, Прикаспийской низменности, Ближнем Востоке, шельфе Северного и Каспийского морей и др. скважины достигают протяженности до 3000 м. Почти для всех них характерны аномально низкие пластовые давления - АНПД, то есть низкая несущая способность пластов. Грязевые, водяные пласты, плывуны, к примеру, имеют среднюю плотность немногим более 1 г/см3. Существовали скважины, которые нельзя было зацементировать известными там-понажными растворами. Более того, получение тампонажного материала нового поколения с плотностью меньше плотности воды создает предпосылки для одновременного его использования в качестве теплоизоляции, т.е. для защиты ММП от растепления. Необходимо изучение свойств таких материалов, сравнительный анализ их с известными материалами. Проблема трещиностойкости тампонажного камня относится к первоочередным задачам [1 - 5], поскольку от нее зависит дебит скважины, коррозионная стойкость камня, стальной колонны в агрессивных средах пластов. При строительстве скважин тампонажный цементный раствор закачивается через рабочую колонну и поднимается в затрубное пространство до уровня земли сквозь отверстия, расположенные внизу этой колонны. При этом он проходит различные по несущей способности пласты, которые могут поглощать тампонажный раствор, тогда требуются дорогостоящие ремонт-но-восстановительные работы.
Сложность проблемы заключается в том, что к тампонажным цементным раствору и камню одновременно предъявляются требования по растекаемости и плотности, не-расслаиваемости, прочности на растяжение при изгибе (которая должна быть не менее 1 МПа). Известные облегчающие наполнители (например, вспученный перлитовый и
вермикулитовый пески, фильтроперлит, диатомит, керамзит, уголь, кокс и др.) под действием давления в скважине разрушаются, образуются новые поверхности, смачивающиеся водой затворения, и раствор становится непрокачиваемым. Следовательно, наполнитель должен обладать достаточной прочностью при объемном сжатии. Именно такие показатели имеют полые стеклянные микросферы - ПСМС. Введение их в цементную систему позволяет получить материал плотной (слитной) структуры, поризованной водонепроницаемыми микросферами.
Трещиностойкость является важным показателем качества материала, от которого зависит надежная работа цементного кольца в затрубном пространстве и всей системы нефтяной или газовой скважины в целом. Специалисты, занимающиеся долговечностью цементных материалов, уделяют этому вопросу большое внимание [1, 3].
В скважине цементный раствор твердеет в сложных условиях. Проявляется действие температуры, давления, многокомпонентности собственно цементной системы. При твердении возникают микротрещины, микродефекты структуры. Зарождаются новые трещины, могут развиваться старые под действием указанных выше причин. Смоделировать такие многофакторные условия работы материала в скважине очень трудно. Для изучения данного вопроса применена методика [3], которая наиболее точно воспроизводит процессы эксплуатации материала в скважине. Эта методика позволяет получать полностью равновесную диаграмму деформирования (ПРДД) вплоть до разрушения материала.
Было проведено сравнение энергетических параметров разрушения и свойств там-понажных материалов: с фильтроперлитом (ФП), полыми стеклянными (ПСМС) и аппретированными (АПСМС) микросферами, без добавки и с суперпластификатором (СП) С-3.
Использование ПСМС позволяет получить материал с плотной, но поризованной водонепроницаемыми полыми микросферами структурой и низкой средней плотностью. Именно такая структура способна обеспечить долговечность облегченного тампо-нажного материала, теплоизоляцию ММП, а низкая плотность позволит поднять раствор на необходимую высоту за один прием. Это обеспечивает экономический эффект и выгодно с теплотехнической точки зрения.
Таблица 1
Химический и минеральный состав тампонажного портландцемента ПЦТ-П-100
Цемент Химический состав Минеральный состав
бЮ2 Л12О3 Ре2О3 СаО БОз С3Б С2Б С3Л С4ЛГ
ПЦТ- II-100 21,9 4,6 4,9 65,9 1,4 0,7 60 17 4 16
В экспериментах применялись полые стеклянные микросферы - ПСМС и аппретированные полые стеклянные микросферы - АПСМС. Аппрет представлял собой крем-нийорганическую жидкость у-аминопропилтриэтоксисилан КН2(СН2)3-81(ОС2Н5)3. Толщина стенки микросфер составляет 1...3 мкм. Прочность при объемном сжатии в воде -до 20 МПа. Применялся портландцемент тампонажный ПЦТ- II -100 с минеральными добавками Вольского завода. Состав цемента указан в табл.1.
Применялся суперпластификатор С-3 Новомосковского завода. В исследовании использовался фильтроперлит с истинной плотностью 2,19 г/см3, насыпной плотностью -0,075 г/см3 и средним размером частиц 29,22 мкм. Прочность при объемном сжатии -до 4 МПа. Химический состав фильтроперлита приведен в табл.2.
2/2009 ВЕСТНИК
Химический состав фильтроперлита и полых стеклянных микросфер
.МГСУ
Таблица 2
Компонент, % бЮ2 Л1203 Ре203 Ыа20 к2о ШШ, В2О3
ФП 74 13 0,8 3,5 4 ШШ-3,4
ПСМС 75 3 - 16 - В2О3 - 5
Прочность определялась на призмах с размерами 4х4х16 см в возрасте 2 сут. Образцы твердели в форме в ванне с водой при температуре (75±2) ОС и нормальном атмосферном давлении. Теплопроводность определялась для влажных образцов Это связано с тем, что влага внутри цементного кольца в затрубном и межтрубном пространстве консервируется в порах цементного камня. Свойства раствора и камня приведены в табл.3.
Таблица 3
Свойства тампонажного раствора и камня
Состав, % В/Ц Рр, г/см3 р0, г/см3 X, Вт/(м°С) Прочность, МПа
изгиб сжатие
ПЦТ-100 0,50 1,81 1,56 0,69 5,75 17,9
ПЦТ-100; ФП-15 1,00 1,45 1,20 0,48 2,7 2,56
ПЦТ-100; ФП-30 1,60 1,32 0,72 0,43 1,4 2,31
ПЦТ-100; ФП-15; СП-0,75 0,73 1,56 1,32 0,5 3,8 7,1
ПЦТ-100; ФП-30; СП-0,75 1,25 1,38 1,04 0,475 2,9 6,18
ПЦТ-100; ПСМС-10 0,75 1,27 1,08 0,43 2,4 6,46
ПЦТ-100 ПСМС-30 1,34 0,95 0,84 0,23 1,6 3,46
ПЦТ-100; ПСМС-10; СП-0,75 0,44 1,38 1,19 0,435 3,7 14,28
ПЦТ-100; ПСМС-30; СП-0,75 1,00 0,90 0,83 0,22 1,8 4,83
ПЦТ-100; СП-0,75 0,36 1,93 1,76 0,74 7,15 24,99
ПЦТ-100; АПСМС-10 0,71 1,32 1,17 0,42 2,6 7,21
ПЦТ-100; АПСМС-30 1,10 1,01 0,98 0,22 1,85 4,04
ПЦТ-100; АПСМС-10; СП-0,75 0,48 1,40 1,21 0,44 3,4 14,28
ПЦТ-100; АПСМС-30; СП-0,75 0,95 1,00 0,87 0,22 2,5 5,3
X - теплопроводность во влажном состоянии; рр- средняя плотность раствора;
ро- плотность цементного тампонажного камня в высушенном состоянии;
Для сравнения параметров деформирования и разрушения энергетические характеристики приводились к средней плотности раствора равной 1,32 г/см3. Результаты приводятся в табл. 4. Для сравнительной оценки введен новый параметр эффективности: отношение удельной работы к относительной плотности цементного тампонажного раствора (Ж/С, где d=pр/pв; здесь рв=1 г/см3 - плотность воды). Разрушение материала может происходить по цементной матрице, по наполнителю и контактной зоне.
Таблица 4
Характеристики деформации и разрушения тампонажного цементного камня
Тип состава В/Ц МПа Удельная работа, Н/м Параметр эффективности, Н/м
Wc W1/d W1/d Wc/d
ФП 1,6 1,4 13,8 19,9 33,7 10,5 15,1 25,5
ПСМС 0,72 2,38 23,5 33,8 57,3 17,8 25,6 43,4
ПСМС+СП 0,47 3,50 70,0 64,0 134,0 53,0 48,5 101,5
АПСМС 0,71 2,60 25,7 36,9 62,6 19,5 28,0 47,4
АПСМС+СП 0,51 3,15 63,0 57,6 120,6 47,7 43,6 91,4
Wj , W[, Wc — удельные работы, затрачиваемые на инициирование локальной трещины (восходящая ветвь кривой), сопротивление ее росту (нисходящая ветвь кривой) и полное разрушение образца (полная площадь разрушения) соответственно, Rbtf — прочность на растяжение при изгибе.
Анализ результатов делает очевидным тот факт, что характеристикой трещиностой-кости является Wj, т.е. сопротивление материала образованию локальной трещины, которая приводит к его разрушению [1, 3].
Таким образом, известные наполнители и фильтроперлит в том числе, позволяют снизить среднюю плотность тампонажного раствора до 1,25... 1,30 г/см3 с выполнением всех необходимых требований. Для выяснения эффективности использования наполнителей нового поколения — ПСМС, АПСМС было произведено сравнение тампонажных материалов с одинаковыми растекаемостью и средней плотностью раствора равной 1,32 г/см3. При этом В/Ц растворов с микросферами были в 2,2...3,4 и 2,25...3,14 раза меньше, чем с фильтроперлитом для ПСМС и АПСМС соответственно. Такое существенное снижение В/Ц сказывается на уплотнении структуры и, соответственно, на росте прочности примерно в таких же пропорциях. Это находит отражение в повышении трещи-ностойкости цементного камня с ПСМС в 1,7...5,1 раза и 1,86...4,6 раза для АПСМС. Параметр эффективности, связывающий удельную работу на деформирование и разрушение образцов со средней плотностью раствора, имеет такие же результаты. Дальнейшее снижение плотности с ФП невозможно. Полые стеклянные микросферы по всем показателям превосходят все известные облегчающие наполнители в тампонажные растворы. Суперпластификатор С-3 модифицирует структуру материала с ПСМС, уплотняет её, поэтому увеличивается прочность на растяжение при изгибе по отношению к составу без СП. Это приводит к значительному росту затрат энергии, удельной работы на инициирование, рост локальной трещины и полное разрушение.
Большинство Северных геосистем характеризуются исключительно тонким равновесием между элементами этих систем и внешней средой. Многие из них находятся в неустойчивом состоянии даже в естественных условиях. В пределах таких участков даже незначительные техногенные изменения условий природного равновесия могут привести к ослаблению или разрушению внутрисистемных связей и потере устойчивости.
Следует учитывать, что не только инженерные сооружения влияют на состояние природных экосистем, но и наоборот. Реакция ММП на воздействия, превышающая их потенциал устойчивости, проявляется в возникновении различного рода осложнений как при строительстве, так и при их эксплуатации. Сопоставление опыта строительства газовых скважин в условиях ММП и в обычных условиях показывает, что подавляющее большинство осложнений обусловлено именно реакцией толщи ММП на воздействия в процессе бурения и эксплуатации скважин. По мнению авторов [4 и 5], тепловое влияние сооружаемой и затем эксплуатируемой скважины на толщу ММП из всего комплекса техногенных факторов является главным. Реакция ММП на техногенные воздействия различна. Вполне очевидно, что поскольку при одинаковой (тепловой) технологии сооружения и близких параметров эксплуатации газовых и нефтяных скважин, расположенных на участках ММП с разными природными условиями, возникают совершенно различные по тяжести осложнения. Причину их возникновения следует искать именно в природной составляющей системы ММП - эксплуатационная скважина -ММП. Именно поэтому необходимо в первую очередь знать требуемое термическое сопротивление тампонажного камня [4, 5]. Однако, авторы [5] считают, что изначально на-
2/2009_М,ВУ™ИК
до знать требуемое термическое сопротивление, при котором не происходит растепление мерзлых пород.
Говоря о криогенных условиях, имеются в виду такие показатели, как температура ММП по всему интервалу их распространения, типы подземного льда и льдистость, засоленность, относительная осадка при оттаивании и т.д.
Криогенные условия ММП определяют их устойчивость к тепловым нагрузкам при бурении скважин, а следовательно, определяют характер и интенсивность протекания всех ех процессов в мерзлой толще, которые потенциально могут привести к возникновению различного рода осложнений. Это подтверждается после анализа данных конкретных геокриологических условий на многих скважинах, где имелись различного рода осложнения [4, 5].
Таким образом, основной причиной возникновения осложнений при строительстве и эксплуатации газовых и нефтяных скважин в условиях ММП является несоответствие уровня прежде всего тепловых нагрузок энергетическому потенциалу саморегуляции комплекса ММП. И, чем выше степень воздействия, тем меньше устойчивость и тем больше технических проблем возникает при эксплуатации скважины.
Работы по оценке и обеспечению устойчивости конструкции добывающейскважи-ны как инженерного сооружения при эксплуатации ее в условиях распространения ММП проводились в нашей стране с середины 70-х годов. Тогда начиналось активное освоение газовых месторождений Крайнего Севера. Было выяснено, что необходимо изучение криогенных условий каждой буровой площадки и применение типовых схем защиты без учета конкретных условий, как правило, не обеспечивает надежную защиту мерзлой толщи от растепления. Не выявлен критерий, по которому оценивать требования к тампонажному камню и теплоизоляции.
На полуострове Ямал почти все площадки однозначно требуют сохранения пород в замерзшем состоянии. Устойчивость пород в зоне скважины может быть обеспечена техническими средствами, например, посредством применения активной и пассивной теплоизоляции.
Таким образом, использование полых микросфер позволяет снизить среднюю плотность раствора вплоть до 0,78 г/см3, причем с сохранением однородности смеси и других свойств. Сейчас применяется сверхлегкий тампонажный раствор с рр=0,9 г/см3 и теплопроводностью влажного камня - 0,22 Вт/(м-0С), что невозможно при использовании традиционных наполнителей для цементирования скважин в условиях ММП для предотвращения их растепления. Это позволяет использовать цементное кольцо, как герметизирующий и теплоизолирующий элемент при креплении нефтяных и газовых скважин, что приводит к значительному экономическому эффекту за счет исключения использования теплоизолирующих лифтовых труб. Кроме того, тампонажные растворы с полыми стеклянными микросферами использовались при цементировании более 50 скважин на Севере Тюменской обл.
Обеспечение надежности эксплуатации любых инженерных сооружений в районах ММП невозможно без изучения процессов изменения природных экосистем. Изменения неизбежно возникают уже при промышленном исследовании природных ресурсов Крайнего Севера. Степень изменения, затронутых человеческой деятельностью ландшафтов, зависит, главным образом, от устойчивости природной среды к техногенным воздействиям, их интенсивности и величины [4, 5].
Таким образом, геоэкологические проблемы регионов, где добываются газ и нефть, зависят от качества герметизации затрубного пространства. Это пространство заполняется в результате завершающих работ на скважине - ее крепления. Эта операция является важной, если не решающей. Поэтому, проблема охраны недр и вся экологическая обстановка в нефтегазодобывающих регионах зависит от качества тампонажного материала, то есть является материаловедческой. Изучение структуры, ее качества, свойств тампонажного материала (том числе, трещиностойкости и теплопроводности) позволят решить эту народнохозяйственную проблему.
Литература
1. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Орешкин Д.В., Белоусов Г.А., Фролов A.A., Янкевич В.Ф. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы.- М.: Недра.- 1999.- 180 с.
2. Березняков А.И., Грива Г.И., Осокин А.Б., Попов А.П., Салихов З.С., Смолов Г.К., Чугу-нов Л.С. Проблемы устойчивости добывающих скважин месторождений полуострова Ямал. - М.: ИРЦ Газпром, 1997.- 159 с.
3. Первушин Г.Н., Орешкин Д.В. Проблемы трещиностойкости облегченных цементных материалов. - Ижевск: ИжГТУ, 2003. - 350 с.
4. Орешкин Д.В., Фролов A.A., Ипполитов В.В. Проблемы теплоизоляционных тампонаж-ных материалов для условий многолетних мерзлых пород. - М.: Недра.2004. - 232 с.
5. Поляков В.Н., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 240 с.
Ключевые слова: геоэкология, материаловедение, тампонаж, раствор, цементный, трещи-ностойкость, теплопроводность, добывающие скважины, микросферы, криогенные условия, криолитозона, тампонажный камень, экосистема, многолетнемерзлые породы.
Статья представлена членом Редакционного совета «Вестника МГСУ» проф. А.Д.Потаповым
