CC BY
93
Н.И.Николаев, Лю Хаоя
Результаты исследования зоны контакта «цементный камень - горная порода»
йй!: 10.25515/РМ1.2017.4.428
Нефтегазовое дело
УДК 622.244; 622.245
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗОНЫ КОНТАКТА «ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ - ГОРНАЯ ПОРОДА»
Н.И.НИКОЛАЕВ1, ЛЮ ХАОЯ2
1 Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия 2Цзилиньскийуниверситет, г.Чанчунь, Китай
2
Рассмотрены проблемы крепления скважин при бурении на нефть и газ. Установлено, что основной причиной возникновения заколонных перетоков пластовых флюидов является некачественная изоляция за-трубного пространства обсадных колонн, вызванная неполным удалением глинистой корки с поверхности ствола скважины, что приводит к отсутствию адгезии цементного камня с горной породой. Показано, что использование в составе буферной жидкости полимерной добавки ОМ-11 способствует увеличению контактной прочности цемента с породой в несколько раз. При этом перемешивание буферной жидкости с цементным раствором не ухудшает такие важные показатели, как растекаемость и консистенция. Представлены результаты исследований по разработке составов полимерных буферных жидкостей, повышающих качество крепления обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. По результатам инфракрасного спектрального и рентгеноструктурного анализа определено влияние фазового состава и минеральной структуры системы «цементный камень - глинистая корка - порода» на повышение герметичности затрубного пространства скважины. Электронно-микроскопические исследования показали, что при использовании полимерных буферных жидкостей между гидратированными минералами цемента и глинистой коркой образуются спутанно-волокнистые сетчатые структуры, которые соединяют цементные зерна и глинистые минералы. С помощью рентгеновского энергодисперсионного микроанализа были проведены исследования состава этих структур. Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что данные структуры в основном состоят из гидросиликата кальция (более 77 % по массе), что согласуется с исследованиями инфракрасного и рентгеноструктурного анализа. Опытно-производственные исследования, проведенные на китайском месторождении нефти Шэнли, подтвердили эффективность применения разработанных буферных жидкостей.
Ключевые слова крепление скважин, буферная жидкость, глинистая корка, цементный камень, адгезия, глинистые и цементные минералы
Как цитировать эту статью: Николаев Н.И. Результаты исследования зоны контакта «цементный камень - горная порода» / Н.И.Николаев, Лю Хаоя // Записки Горного института. 2017. Т. 226. С. 428-434. Б01: 10.25515/РМ1.2017.4.428
Введение. Крепление обсадных колонн является одним из основных и технологически сложных процессов строительства нефтяных и газовых скважин. Более 25 % нефтегазовых скважин в мире имеют межпластовые перетоки различной интенсивности, которые приводят к большим экономическим потерям [14]. Заколонные перетоки обычно происходят по контакту цементного камня с горной породой, так как в ряде случаев полностью удалить глинистую корку с поверхности ствола скважины не удается, что приводит к отсутствию адгезионной связи между камнем и породой. В этой связи разработка новых полимерных буферных жидкостей (ПБЖ), способствующих повышению адгезии цементного камня с породой, представляется весьма актуальной задачей.
Авторами представлены результаты экспериментальных исследований контактной прочности (адгезии) системы «цементный камень - глинистая корка - порода» с различными концентрациями полимерного модификатора глины ОМ-11, а также ее изменение при отвердевании (температура 90 °С) [6].
Методика исследований и анализ полученных результатов. Действие разработанных составов буферных жидкостей на глинистую корку и цементный раствор можно разделить на несколько стадий [8]. На I стадии при разложении рыхлых глинистых частиц в растворе ПБЖ образуются активные ионы и происходит их внедрение внутрь глинистой корки, рыхлые раздробленные глинистые частицы соединяются друг с другом в прочные полимерные цепи.
На II стадии часть полимерного раствора ПБЖ диффундирует в цементный раствор. Гидрат-ные ионы цементного раствора адсорбируются на поверхности полимерных зерен раствора ПБЖ, осуществляется обмен ионов между цементным раствором и глинистой коркой. После заполнения затрубного пространства скважины тампонажным раствором в ней образуется система «цементный камень - глинистая корка - порода».
На III стадии происходит отвердевание системы «цементный камень - глинистая корка - порода». На поверхности зерен ПБЖ образуются прочные вяжущие минералы, обуславливающие появление своеобразной сетчатой структуры между глинистой коркой и цементным камнем. Эти минералы играют большую роль в повышении качества крепления скважин.
Установлено [5], что у ПБЖ с различными концентрациями ОМ-11 значительно повышается адгезия цементного камня с горной породой. С увеличением концентрации полимерного раствора ОМ-11 от 15 до 25 % адгезия цементного камня с породой через 2 суток увеличивается в 6-18 раз, через 60 суток - примерно в 14 раз.
Для проверки возможности использования ПБЖ в процессе крепления скважин были проведены экспериментальные исследования при смешивании буровых и цементных растворов с ПБЖ [15].
Результаты исследования растекаемости смесей глинистых и тампонажных растворов с различным содержанием ПБЖ представлены в табл.1. Из таблицы видно, что с ростом концентрации ПБЖ в составе смесей растекаемость увеличивается и достаточно сильно.
Таблица 1
Результаты исследования растекаемости цементного теста (водоцементное отношение 0,5) с ПБЖ
Состав смеси тампонажного и ПБЖ (по объему) раствора Растекаемость, см Состав смеси тампонажного и ПБЖ (по объему) раствора Растекаемость, см
Тампонажный раствор 17 Тампонажный раствор: ПБЖ = 4:1 >25
Тампонажный раствор: ПБЖ = 9,5:0,5 18 Тампонажный раствор: ПБЖ = 7:2 >25
Тампонажный раствор: ПБЖ = 9:1 21 Тампонажный раствор: ПБЖ = 5:5 >25
Результаты исследования консистенции смесей глинистых и тампонажных растворов с различным содержанием ПБЖ представлены на рис.1 [16]. Из графиков видно, что время, в течение которого технологические параметры начинают удовлетворять требованиям к нормальному ведению тампонажных работ, ограничивается 2 ч.
На следующем этапе авторами проведены исследования влияния фазового состава и минеральной структуры системы «цементный камень - глинистая корка - порода» на повышение герметичности затрубного пространства обсадных колонн [3, 4].
В результате проведенного инфракрасного спектрального анализа состава образцов с применением ПБЖ было определено наличие вяжущих гидросиликатов С-И-8(1) и цеолитов (рис.2). Пики на ИК-спектре контрольного образца в области 3623 и 718,48 см-1 свидетельствуют о колебаниях валентных связей О-И и 81-0 в монтмориллоните [7]. На ИК-спектре образца ПБЖ эти пики от-
50 100 150 200 Время, мин
250
300
5045 -4035 -3025 -20
Соотношение цементного раствора и ПБЖ (по объему) 1:1 -Л-7:3 -»-4:1 -А-8,5:1,5 -О-9:1 -•- 9,5:0,5
Рис.1. Зависимость консистенции цементных растворов от содержания ПБЖ по объему (Г = 90 °С)
-1-1-1-1-1-1-Г~
4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500
у, см-1
Рис.2. ИК-спектрограмма состава системы «цементный камень - глинистая корка - порода» 1 - контрольный образец; 2 - образец ПБЖ
0
сутствуют, что говорит о том, что монтмориллониты в глинистой корке были модифицированы в результате взаимодействия с полимерной буферной жидкостью. Пики, характеризующие валентные колебания Н20 у образца ПБЖ (длина волны 3438,43 см -1), смещены по отношению к контрольным образцам (длина волны 3438,45 см-1), что свидетельствует о большом различии в их структурах. Спектр поглощения при длине волны 3462,04 см 1 относится к гидросиликату С-Н-8(1), а полоса при 669,71 см 1 является характерной для цеолитов [9].
Известно [2, 13], что гидросиликаты С-Н-8(1) и цеолиты способны соединять цементные зерна и рыхлые зерна глинистых минералов и снижать напряжение на их контакте, что играет важную роль в повышении адгезии на границе «цементный камень - глинистая корка - порода».
Минеральный состав глинистой корки определялся с помощью рентгеноструктурного анализа, результаты которого представлены в табл. 2 и 3. Рентгеноструктурный анализ состава глинистых корок показал, что в контрольных пробах преобладают только инертные минералы (кварц, кальциты, полевые шпаты, монтмориллониты, хлориды и др.).
В составе проб ПБЖ обнаружены вяжущие минералы: гидросиликат кальция, эттрингит, гидроалюминат кальция, гидросульфоалюминат, которые определяют повышение адгезии цементного камня к породе [1, 18].
Таблица 2
Результаты рентгеноструктурного анализа минерального состава контрольных проб
Характеристический пик п х 1000 Продукт гидратации Характеристический пик п х 1000 Продукт гидратации
3,0945; 2,1167; 1,5330 и т.д. Кальцит 3,7593; 3,3089; 1,8540 и т.д. Полевой шпат
2,8289; 2,4751; 1,4895 и т.д. Кварц 4,4719; 2,1010; 1,6711 и т.д. Монтмориллонит
4,4240; 1,8170; 1,5334 и т.д. Иддингсит 4,3207; 3,0945; 1,6370 и т.д. Хлорид
Таблица 3
Результаты рентгеноструктурного анализа минералогического состава проб с использованием ПБЖ
Характеристический пик п х 1000 Продукты гидратации Характеристический пик п х 1000 Продукты гидратации
3,0292; 2,8303 3,8895; 3,3131 4,4313; 1,8170 3,7619; 3,2810 4,5907; 2,8303 4,3276; 3,3130 1,5261 и т.д. 1,8170 и т.д. 1,5334 и т.д. 1,8558 и т.д. 1,6354 и т.д. 1,5334 и т.д. Кальцит Кварц Иддингсит Полевой шпат Хлорид СаБ04-2Н20 2,2792; 1,5330 3,6774; 2,4785 4,2455; 3,7619 3,3601; 2,5281 3,3601; 2,4785 1,4562 и т.д. 1,9282 и т.д. 1,9284 и т.д. 1,8558 и т.д. 1,8558 и т.д. Mg(0H)2 Л12БЮ4(0Н)2 Гидросиликат кальция Гидросульфоалюминат 3Са0Л1203 СаВ04-пН20
На микрофотографиях видно, что при использовании ПБЖ между гидратированными минералами цемента и глинистой коркой образуется спутанно-волокнистая сетчатая структура, которая способствует соединению цементных зерен и рыхлых частиц глинистых минералов (рис.3).
Рис.3. Микрофотографии системы «цементный камень - глинистая корка - порода»: а - образцы с ПБЖ; б - контрольные образцы. Увеличение 6000х
Структура минералов плотная и прочная. В контрольных образцах промежуточная зона между цементом и глинистой коркой имеет большое количество трещин и пор.
Анализ механизма и процесса взаимодействия ПБЖ с тампонажным раствором и глинистой коркой показал, что ПБЖ обладает высокой щелочностью, вызывающей разрушение частиц глинистой корки. Этот процесс можно описать следующим образом [11]: монтмориллонит ((Са, №) (Mg, А1, Бе)2[(81, Л1)40ю] (0И)2«И20)
Ш28Ю3 = 2Ш+ + 8Ю2" ;
А12О3 + 2Ш0И = 2ША102 + И20;
ШАЮ2 = Ыа+ + А10" ;
частицы; 3 - глинистые минералы; 4 - активные ионы
каолинит (А1203-28102-2И20)
Л12в1205(0И)4 + 5И20 = 2А1(0И)з +281(0И)4;
А12в1205(0И)4 + 2Ш+ + 20И- + 481(0И)4 = 2КаА1в1з0з + 11И20;
А1281205(0И)4 + 2Ш+ + 20И- + 2в1(0И)4 = 2КаА181206'И20 + 5И20.
Между иллитом, хлоритом и гидромусковитом, а также монтмориллонитом и каолинитом существуют подобные оксиды, поэтому в процессе взаимодействия с раствором ПБЖ минералы имеют одинаковые продукты реакции.
В результате процессов разложения глинистых минералов в щелочном растворе образуются
свободные анионы 8103", А10" и катионы К+, Ыа+, Са2+, Mg2+. Это не только способствует их участию в последующей химической реакции отвердевания, но и открывает возможность внедрения в глинистую корку путем разрушения глинистых частиц в щелочной среде. Большинство минералов ПБЖ оказываются не только связанными с поверхностью глинистой корки, но и внедряются в нее.
Кроме того, в растворе ПБЖ находится много гидроксилов Я-0И и солей Я-С00+, которые соединяются с отрицательными поверхностными зарядами частиц глинистых минералов. В результате этого процесса первичные рыхлые раздробленные глинистые частицы соединяются друг с другом в прочную целостную полимерную цепь (рис.4).
Присутствие латекса в ПБЖ способствует адсорбции его ионов на поверхности гидратных новообразований твердеющего цементного камня [10,12]. Его отрицательный заряд и карбоксильная связь -О-О- особенно усиливают взаимодействие с цементными ионами, например:
Са2+, Ыа+, Бе3+, А13+, Mg2+, А10", 8102", 0И-, 8104" и т.д.
Эти активные композиции, адсорбируемые на поверхности полимерных зерен, реагируют друг с другом следующим образом:
Са2+ + 8102" + 20И- ^ кСа0 ш8102-пИ20 + И20; хСа2+ + уИ 810" + 20И- ^ С-8-И;
5Са2+ + 2Из 810" + 80И- ^ Са5(8104)2(0И)2 + 6И20;
3Са2+ + 2Из 810" + 40И- ^ Са38^07'И20 + 4И20;
Са2+ + 2И3 А104" + 60И- + 4И20 ^ СаАЬ04 10И20; 1,74Ш+ + 2И3 А104" + 3И3 810" ^№1,74(^2813010X^0)1,5 + 6И20.
2
4
Рис.4. Схема взаимодействия ПБЖ с глинистыми минералами
1 - полимерное зерно ПБЖ; 2 - мелкие минеральные
1
3
Н.И.Николаев, Лю Хаоя
Результаты исследования зоны контакта «цементный камень - горная порода»
Энергия, кэВ
Жх
262 25.0№ х20000 1ут
Рис.5. Результаты рентгеновского энергодисперсионного микроанализа: световые отметки а и б
В результате реакции образуются продукты, наблюдаемые в составе минеральной структуры системы «цементный камень - глинистая корка - порода», в том числе &Са0т8Ю2иН20 и гидросиликат кальция; волластонит; окенит; натролит. Известно, что все эти минералы имеют либо заметные вяжущие свойства, либо высокую адгезию [15].
По мере развития реакции гидратации и отвердевания цементного раствора и набора прочности камня активные ионы образуют достаточное количество вяжущих и прочных минералов (гидросиликат кальция, волластонит, окенит и т.д.) на поверхности полимерных зерн ПБЖ. При этом образуется связная сетчатая структура, наблюдаемая на микрофотографиях.
С помощью рентгеновского энергодисперсионного микроанализа [7] были проведены исследования состава спутанно-волокнистых связных сетчатых структур (позиции световых меток а и б на рис.5).
Численные значения результатов рентгеновского энергодисперсионного микроанализа представлены в табл.4. Проведенные исследования позволяют сделать вывод о том, что данная структура в основном состоит из гидросиликата кальция (более 77 % по массе), что согласуется с вышеприведенными исследованиями инфракрасного и рентгеноструктурного анализа.
Часть этой структуры - белые дендритные новообразования (рис.5 и 6) - имеют прочный контакт с цементным камнем, другая часть - с частицами глинистой корки. Также фиксируется контакт между отдельными минеральными частицами в глинистой корке (рис.6).
Как видно из рис.5, 6, частицы минералов в системе «цементный камень - глинистая корка -порода» соединяются друг с другом путем образования прочных пространственных связных сетчатых структур. Эти структуры переплетаются между собой, образуя длинные высокогидратиро-ванные цепи полианионов и прочные оболочки кристаллогидратов на поверхности глинистых и цементных зерен.
Новообразования, имеющие спутанно-волокнистую структуру и достаточно высокую прочность и адгезию к зернам глины и цемента, заполняют трещины и поры между цементом и глинистой коркой, содействуют отвердеванию глинистой корки, приводят к уплотнению минералов в промежуточной зоне, что повышает адгезионную связь системы «цементный камень - глинистая корка - порода» [17].
Таблица 4
Результаты исследования минерального состава сетчатой структуры, %
Световая отметка а Световая отметка б
Оксиды Массовая Молярная Массовая Молярная
доля доля доля доля
бЮ2 34,65 33,68 32,22 32,91
к2о 4,13 2,56 3,12 2,03
СаО 61,22 63,76 45,06 49,32
Ыа20 - - 4,75 4,70
- - 3,88 5,91
М2О3 - - 4,20 2,53
Ее^Оэ - - 6,77 2,60
Цементное кольцо Промежуточная зона Глинистая корка
Рис.6. Схема соединения продуктов гидратации цемента и глинистой корки
Производственные испытания разработанной ПБЖ были проведены на китайском месторождении нефти Шэнли, где велось бурение вертикальной скважины глубиной 3728 м (температура на забое 91,8 °С). Результаты акустического контроля цементирования и электрического каротажа показали высокую адгезию цементного камня с горной породой, а качество крепления скважины оказалось на 30 % выше, чем на соседних скважинах.
Выводы
1. Обзор и анализ современных методов и технических средств показал, что разработка новых полимерных буферных жидкостей может способствовать повышению адгезии цементного камня с породой и является одним из перспективных путей уменьшения заколонных перетоков.
2. Проведенные исследования изменения минерального состава системы «цементный камень -глинистая корка - порода» подтвердили, что вяжущие гидросиликаты C-H-S(I) и цеолиты наблюдаются в образцах полимерной буферной жидкости. В результате визуального исследования микрофотографий было установлено, что при использовании ПБЖ между гидратированными минералами цемента и глинистой коркой образуется спутанно-волокнистая сетчатая структура, соединяющая цементный камень и глинистую корку.
3. Разработанная полимерная буферная жидкость способствует увеличению адгезии цемента с глинистой коркой через 2 суток твердения примерно в 20 раз, через 30 суток - более 11 раз, через 60 суток - в 15 раз. Технологические параметры этих смесей удовлетворяют требованиям к нормальному ведению тампонажных работ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Бобров Б.С. Гидратация алюмоферрита кальция в растворах сульфатов натрия и магния / Б.С.Бобров, В.В.Лесун // Гидратация и твердение цементов. Челябинск: УралНИИстромпроект, 1974. С. 46-54.
2. Исследование кинетики гидратации минералов портландцементного клинкера при гидротермальной обработке / П.П.Будников, С.М.Рояк, Ю.С.Малинин, М.М.Маянц // ДАН СССР. 1963. Т. 148. Вып. 1. С. 59-62.
3. Литвиненко В.С. Математическая модель цементирования обсадных колонн при строительстве и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин / В. С. Литвиненко, Н.И.Николаев // Записки Горного института. 2012. Т. 197. С. 9-14.
4. ЛитвиненкоВ.С. Технологические жидкости для повышения эффективности строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин / В.С. Литвиненко, Н.И.Николаев // Записки Горного института. 2011. Т. 194. С. 84-90.
5. Лю Хаоя. Исследование влияния глинистой корки на качество сцепления цементного камня с породой / Лю Хаоя, Табатабаи Моради Сейед Шахаб, Н.И.Николаев // Инженер-нефтяник. 2015. № 2. С. 22-25.
6. Лю Хаоя. Исследование свойств полимерной буферной жидкости для повышения качества крепи скважин / Лю Хаоя, Н.И.Николаев, Е.В.Кожевников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 6. С. 38-41.
7. Накамото К. ИК-спектры и спектры КР неорганических и координационных соединений: Пер. с англ. М.: Мир, 1991. 536 с.
8. Николаев Н.И. Исследование влияния полимерных буферных жидкостей на прочность контакта цементного камня с породой / Н.И.Николаев, Лю Хаоя, Е.В.Кожевников // Вестник ПНИПУ Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2016. Т. 15. № 18.С. 16-22.
9. Плюснина И.И. Инфракрасные спектры силикатов. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1976. 192 с.
10. BezjakA. Kinetics analysis of cement hydration including various mechanistic concepts. Theoretical development //Cem. and Concr. Res. 1983. N 3. P. 308-318.
11. Bish D.L. Rietveld refinement of the kaolinite structure at 1.5 K // Clays and Clay Minerals. 1993. Ш. 41. Iss. 6. P. 738-744.
12. Cardm D.G. The use оf silicate WBM facilitates successful primary cementation operations on the BHP Petroleum Liverpool Bay Development / D.G. Cardno, D.B. Riptey, J.W. Crawford // SPE/IADC Drilling Conference, 4-6 March, Amsterdam, Netherlands Publication Date. 1997. P. 32-37.
13. HautR.C. Laboratory Investigation of Light Weight, Low-Viscosity Cementing Spacer Fluids / R.C.Haut, R^Cn^t // Journal оf Petroleum Technology. 1982. P. 1828-1834.
14. Ne^n. E.B. Well cementing / E.B.Neton, D^uil^t. Texas: Schlumberger, 2006. 773 p.
15. Tabatabaee Mоradi S.S. Developing high resistant cement systems for high-pressure, high-temperature applications / Mоradi S.S. Tabatabaee, N.I. Nitolaev, Y.Naseri // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, 26-28 October 2015. N.Y.: Curran Associates, 2016. m 1. P. 475-481.
16. Tabatabaee Mоradi S.S. Considerations of cementing directional wells in high-pressure, high-temperature conditions / Mоradi S.S. Tabatabaee, N.I.Nikоlaev // 7th EAGE Saint-Petersburg International Conference and Exhibition: Understanding the Harmony оf the Earth's Resources through Integration of Geosciences, Saint-Petersburg, Russia, 11-14 April 2016. N.Y.: Curran Associates, 2016. P. 11-15.
17. Tabatabaee Mоradi S.S. Optimization of Cement Spacer Rheology Model Using Genetic Algorithm / Mоradi S.S. Tabatabaee, NXNitolaev // International Journal of Engineering, Transactions A: Basics. 2016. Vol. 29. N 1. P. 127-131.
18. First High-Temperature Applications of Anti-Gas Migration Slag Cement and Settable Oil-Mud Removal Spacers in Deep South Texas Gas Wells / R.E.Sweatman, J.J.Nahm, DA^eb, D.S.Pоrter // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 22-25 October, Dallas, Texas. 1995. P. 45-48.
Авторы: Н.И.Николаев, д-р техн. наук, профессор, nikinik@mail.ru (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия), Лю Хаоя, канд. техн. наук, доцент, lhy091575@163.com (Цзилиньский университет, г. Чанчунь, Китай).
Статья принята к публикации 27.10.2016.
