3685

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

УДК 691.587, 691.535

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТАМПОНАЖНЫМ РАСТВОРАМ, ПРИМЕНЯЕМЫМ В ЯМАЛО-НЕНЕЦКОМ АВТОНОМНОМ ОКРУГЕ

А.А. Сухарева1, С.М. Усачев 2

1ООО «Газпром добыча Ямбург», Российская Федерация, 629306, Тюменская обл., Ямало-Ненецкий автономный округ, Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, 8

2 Воронежский государственный технический университет, Российская Федерация, 394026, Воронеж, Московский проспект, 14

2Адрес для переписки: Усачев Сергей Михайлович, E-mail: sergey.usa4ev@mail.ru

В работе приведен аналитический обзор тампонажных растворов, применяемых в Ямало-Ненецком автономном округе. Растворы для тампонирования газовых и нефтяных скважин должны обладать высокой однородностью, подвижностью, сроками схватывания, стойкостью к агрессивной среде, иметь определенный состав, который зависит от гидрологических условий, типа крепи и способа ведения тампонажных работ. Представлена классификация тампонажных растворов, требования предъявляемые к ним. Отдельно приведены требования, предъявляемые к затвердевшему тампонажному камню. Установлены рациональные области применения тампонажных растворов в зависимости от вида вяжущего вещества, температуры применения, средней плотности и устойчивости к воздействию агрессивных пластовых вод.

Ключевые слова: нефте- и газодобыча, тампонажные растворы, вяжущие вещества для тампонажных работ

THE BASIC REQUIREMENTS FOR MORTARS FOR PLUGGING USED IN THE YAMALO-NENETSKIY AUTONOMOUS OKRUG

А.А. Suhareva1, S.М. Usachev2

21

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

© Сухарева А.А., Усачев С.М., 2018

1ООО «Gazprom Jamburg», Russian Federation, Tyumenskaya oblast, Yamalo-Nenetskiy Autonomous Okrug, Novy Urengoy, Geologorazvedchikov str., 8, post code 629306

2 Voronezh State Technical University, Russian Federation, 394026, Voronezh, Moskovsky av., 14, post code

2Corresponding author: Usachev Sergey Mixailovih, E-mail: sergey.usa4ev@mail.ru

In the article provides an analytical overview of mortars for plugging for applied in Yamalo-Nenetskiy Autonomous Okrug. The рlugging mortars for tampon oil and gas well must have a high uniformity, mobility, timing of hardening, resistance to aggressive substantions, have a certain composition, which depends on hydrological conditions, roof type and method of cement works. Classifies the mortars for plugging, requirements for them and requirements for tampon stone. Installed rational scope of mortars for plugging in depending on the type of biding materials, application temperature, density and resistance to aggressive formation water.

Keywords: oil and gas extraction, mortars for plugging, well binders materials

Основными градообразующими предприятиями Ямало-Ненецкого автономного округа являются газодобывающие организации, которые осуществляют добычу, переработку и транспортирование нефти- и газопродуктов. На всех этапах работ по обустройству и разработке месторождений углеводородного сырья в районах Крайнего Севера предприятия используют передовые технологии, открывают новые месторождения и осваивают морской шельф. Например, OOO «Газпром добыча Ямбург», дочерняя компания ОАО «Газпром», ведет производственную деятельность в Ямало-Ненецком автономном округе с 1984 года [1]. Предприятие является ведущей газодобывающей компанией страны и обеспечивает около 40 % объема добычи газа ОАО «Газпром» и более 31 % по России.

В результате бурения скважин на нефтяных и газовых площадках создается долговечный, прочный изолированный канал, связывающий продуктивный горизонт с дневной поверхностью. Решающее значение при проводке

22

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

скважины имеют буровые промывочные и тампонажные растворы, от способности которых выполнять свои функции в различных условиях зависит не только эффективность буровых работ, но и срок службы скважины [2-6].

Следует отметить, что собственного производства тампонажных смесей в Ямало-Ненецком автономном округе нет. Сухие тампонажные смеси и дополнительные материалы (добавки, отвердители) привозят с Урала, западной Сибири и других регионов.

Требования к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин в Ямало-Ненецком автономном округе определяются в основном геолого-техническими условиями месторождений, но проблема выбора правильного материала очень сложна. Тампонажный раствор должен быть подвижным во время транспортирования в заколонное пространство и сразу же после прекращения процесса подачи – затвердеть и образовывать безусадочный камень с требуемыми физико-механическими свойствами. При изменяющихся климатических и геолого-технических условиях один вид тампонажного раствора не может быть одинаково приемлем, так как не может отвечать всем требованиям, связанным с разнообразием эксплуатационных условий даже в одной скважине [7, 8].

Тяжелые осложнения в процессе бурения, а в некоторых случаях и ликвидация скважин, нарушение режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанные со значительным ущербом экономике страны, могут быть обусловлены низким качеством буровых и тампонажных растворов, отсутствием надежных методов и средств управления ими. Все это, а также увеличение спроса на тампонажные растворы, в связи с открытием новых месторождений нефти и газа, освоением морского шельфа, обуславливает целесообразность новых исследований и разработок, направленных на повышение качества данных строительных систем [9-11].

Представим основные разновидности тампонажных растворов примяемых в условиях Ямало-Ненецкого автономного округа.

По физико-химической природе твердеющие тампонажные растворы

23

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

можно разделить на – водостойкие и неводостойкие.

По температурным условиям применения тампонажные растворы подразделяют для низких температур (температура применения менее 15 ºC), для нормальных температур (15-40 ºC), для повышенных температур (4090 ºC), для высоких температур (90-160 ºC) и для сверхвысоких температур (более 160 ºC).

По средней плотности тампонажные растворы делятся на тяжелые (средняя плотность более 2300 кг/м³), утяжеленные (1950-2300 кг/м³), нормальные (1700-1950 кг/м³), облегченные (1400-1700 кг/м³) и легкие (менее 1400 кг/м³).

По особым свойствам тампонажные растворы классифицируются на быстросхватывающиеся, медленносхватывающиеся, коррозионностойкие к определенным средам, расширяющиеся, с закупоривающими свойствами, с особо высокой подвижностью, с низкой водоотдачей, армированные волокнами и другие.

По области применения тампонажные растворы подразделяются: для цементирования работ в нефтяных, газовых, геологических и глубоких скважин, для тампонирования закрепного пространства шахт, тоннелей и других подобных сооружений, для тампонирования грунтов в гидротехническом и шахтном строительстве, для сооружения траншейных стенок и других областей.

Большинство из известных минеральных вяжущих веществ может быть использовано в качестве сырья для базовых тампонажных растворов. К важнейшим из них относятся: портландцемент, металлургические шлаки, магнезиальные вяжущие, глиноземистый цементы, гипсовые вяжущие вещества, вяжущие вещества на основе водорастворимых силикатов, органические и органо-минеральные связующие на основе полимеров.

На рисунке представлены разновидности применяемых тампонажных растворов в зависимости от вида используемого вяжущего и модифицирующих добавок.

24

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

Разновидности тампонажных растворов, применяемых

ООО «Газпром Добыча ямбург»

Далее представим основные требования к тампонажным растворам. Наиболее важная характеристика тампонажного раствора – подвиж-

ность, способность легко прокачиваться по трубам в течение необходимого для проведения процесса цементирования времени. Подвижность тампонажного раствора устанавливается при помощи конуса АзНИИ. Данное свойство тампонажного раствора определяется видом вяжущего вещества, тонкостью помола, водоцементным отношением, количеством и удельной поверхностью наполнителя, видом применяемых добавок [10, 11].

В процессе цементирования скважины средняя плотность – основной критерий для оценки качества тампонажного раствора. Колебания плотности при цементировании указывает на изменение его водоцементного отношения.

Пригодность раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины оценивают сроками схватывания. Для определения данного свойства применяют прибор Вика. Сроки схватывания тампонажных растворов подбирают исходя из конкретных условий применения и дальности

25

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

транспортирования.

Результатом нестабильности раствора является его расслоение, образование расслоившихся зон воды и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонном пространстве скважины. Радикальное мероприятие повышения стабильности тампонажных растворов – уменьшение их водоотдачи. По ГОСТ 1581-96 [12] водоотделение должно быть не более 8,7- 10,0 мл в зависимости от температурных условий применения.

Механические свойства цементного камня характеризуются пределами прочности на изгиб образцов-балочек и на сжатие цилиндрических образцов. По ГОСТ 1581-96 прочность должна быть не менее 2,0-2,7 МПа, в зависимости от температуры.

Так же есть ряд дополнительных требований, предъявляемых к тампонажным растворам. Это легко прокачиваться в течение времени, необходимого для транспортирования его в заданный интервал скважины, быть седиментационно устойчивым с тем, чтобы в состоянии покоя в нем не образовывались каналы, заполненные дисперсионной средой, быть химически инертным по отношению к металлу, горным породам, пластовым флюидам и буровому раствору, легко смываться с технологического оборудования, быть нетоксичным и по окончании транспортирования в заданный интервал скважины максимально быстро превращаться в твердый камень.

Отсюда возникают требования, предъявляемые уже к тампонажному камню. Затвердевший тампонажный камень должен быть высоко эластичным (трещиностойким) для предотвращения его разрушения при динамических нагрузках, в частности, при перфорации, коррозионно- и термостойким, обладать хорошей адгезией с металлом и горными породами, слагающими стенки скважины, практически непроницаемым для жидкостей и газов, достаточно прочным и в то же время легко разбуриваться и не давать усадки при твердении.

Функции тампонажных смесей определяются назначением тампонирования и геолого-техническими условиями разведки. При лю-

26

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

бом виде тампонирования тампонажные смеси имеют многофункциональное назначение, но задачи тампонирования определяют некоторую функцию как главную, а остальные – как второстепенные. Так, при тампонировании обсадных колонн главная функция – изолирующая, но в то же время тампонажные смеси должны защищать трубы от преждевременной коррозии и повышать их устойчивость к нагрузкам.

На основе проведенного анализа требований, предъявляемым к тамнонажным растворам, в работе были определены их рациональные области применения для ямало-Ненецкого автономного округа. Данные области применения приведены в таблице.

27

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

Заключение. В работе приведен обзор тампонажных растворов, применяемых в Ямало-Ненецком автономном округе газо- и нефтедобывающей компанией ООО «Газпром добыча Ямбург». Представлена классификация используемых тампонажных растворов, требования предъявляемые к ним. На основе проведенного анализа требований, предъявляемым к тамнонажным растворам, в работе были определены их рациональные области применения для Ямало-Ненецкого автономного округа в зависимости от вида вяжущего вещества, температуры применения, средней плотности и устойчивости к воздействию агрессивных пластовых вод.

Список литературы

1.СТО Газпром 7.3-013-2014. Тампонажные растворы. Методы испытаний. М.: ОАО «Газпром», 2015. 36 c.

2.Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. СПб. 2005. C. 215-278.

3.Агзамов Ф.А., Тихонов М.А., Каримов Н.Х. Влияние фиброармирования на свойства тампонажных материалов. Территория Нефтегаз. 2013.

№4. С. 26-31.

4.Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и промывочных растворов. СПб.: ООО «Недра». 2011. 268 с.

5.Бхавсар Р., Вайдья Н., Гангули П., Хамфрис А. [и другие] Новые интеллектуальные материалы. Нефтегазовое обозрение. 2008. Т. 20. №1. С. 3849.

6.Исмагилова Э.Р., Агзамов Ф.А. Разработка добавок в «самозалечивающиеся» цементы для восстановления герметичности цементного кольца нефтяных и газовых скважин. Бурение и Нефть. 2016. Т. 5. №1. С. 36-41.

7.Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. М: Недра, 1987. 280 с.

8.Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промы-

28

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

вачные и тампонажные растворы. М.: Недра, 1999. 424 с.

9.Исмагилова Э.Р., Агзамов Ф.А., Аббас А.Д. Оптимизация дисперсности добавок в самозалечивающихся цементах. Георесурсы. 2017. Т. 19.

№2. С. 129-134.

10.Рудаков О.Б., Усачев С.М., Леденёв А.А., Перцев В.Т. Повышение эффективности применения химических добавок для бетонов на основе поликарбаксилатов / Научный вестник Воронежского ГАСУ. Строительство и архитектура. - Выпуск №2 (30). 2013. С. 49-54.

11.Перцев В.Т., Леденев А.А., Усачев С.М., Усачев А.М. Оценка реологических свойств строительных смесей с получением дополнительных количественных характеристик / Конденсированные среды и межфазные границы. 2016. Т. 18. № 3. С. 394-401.

12.ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Методы испытаний. М.: Изд-во стандартов, 1998. 13 c.

13.ГОСТ 26798.1-96. Цементы тампонажные. Методы испытаний. М.: МНТКС, 1998. 19 с.

14.ГОСТ 26798.2.-96. Цементы тампонажные типов I-G и I-H. Методы испытаний. М.: МНТКС, 1996. 13 с.

Reference

1.STO Gazprom 7.3-013-2014. Tamponazhnye rastvori. Metody ispitaniy. М.: ОАО «Gazprom», 2015. 36 p.

2.Agzamov F.A., Izmuhambetov B.S. Dolgovechnost tampon kamnja v korrozionno-aktivnih sredah. StP. 2005. P. 215-278.

3.Agzamov F.A., Tihonov М.А., Karimov N.H. Vlijanie fibroarmirovania na svoistva tamponazhnyh materialov. Territoria Neftegas. 2013. № 4. P. 26-31.

4.Agzamov F.A., Izmuhambetov B.S., Tokunova E.F. Khimia tamponazhnyh i privivochnyh rastvorov. StP: ООО «Nedra». 2011. 268 p.

29

Химия, физика и механика материалов № 3 (18), 2018

5.Bhavsar R., Vaidia N., Ganguli P., Hamfris А. [и другие] Novie intellektualinye materiali. Neftegasovoe obozrenie. 2008. Т. 20. №1. P. 38-49.

6.Izmagilova E.R., Agzamov F.A., Razrabotka dobavok v «samozalechivauzchiesja» cement dlja vosstanovlenia germitichnosti cementnogo kolca neftanyh I ggasovyh skvazchin. Burenie i neft. 2016. Т. 5. № 1. P. 36-41.

7.Bulatov A.I., Danushevskiy V.S. Tamponazhnye materialy. М: Nedra, 1987. 280 p.

8.Bulatov A.I., Makarenko P.P., Proselkov Y.М. Burovie promivochnie i tamponazhnye rastvori. М.: Nedra, 1999. 424 p.

9.Ismagilova E.R., Agzamov F.A., Abbas A.J. Optimization of self-healing additives dispersity in cement. Georesursy Georesources. 2017. V. 19. No. 2. P. 129-134.

10.Ledenev A.A., Usachev S.M., Pertsev V.T., Rudakov O.B. Increase in the efficiency of application of polycarboxylate concrete admixtures. VGASU. Building and architecture. №2 (30). 2013. P. 49-54.

11.Pertsev V.T., Ledenev A.A., Usachev S.M., Usachev А.М. Evaluation of rheological properties of building mixes with obtaining additional quantitative characteristics / Kondensirovannie sredy i mezhfaznie granizy. 2016. Т.18. №3. P. 394-401.

12.GOST 1581-96. Portlandcementi tamponazhnye. Metody ispitaniy. М.: Izdatelstvo standartov, 1998. 13 p.

13.GOST 26798.1-96. Cementi tamponazhnye. Metody ispitaniy. М.: МNТКС, 1998. 19 p.

14.GOST 26798.2.-96. Cementi tamponazhnye typov I-G и I-H. Metody ispitaniy. М.: МNТКС, 1996. 13 p.

Сухарева Александра Вячеславовна – инженер 2-ой категории группы системы менеджмента качества ООО «Газпром добыча Ямбург» Усачев Сергей Михайлович – канд. техн. наук, доцент кафедры технологии строитель-

ных материалов, изделий и конструкций Воронежского государственного технического университета

30