П. 2.7.4 Крепление скважины (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Пб 08-624-03)

П. 2.7.4.7. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

• тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

• рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

• плотность тампонажного должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

Тампонажные материалы– это материалы, которые при затворении с водой или водными растворами, или жидкими углеводородами образуют суспензии (тампонажные жидкости, тампонажные растворы, цементные растворы), способные в условиях скважины со временем превращаться в практически непроницаемое твердое тело (цементный камень).

Тампонажный материалсостоит из вяжущего материала и активных природных или техногенных добавок для обеспечения требуемых технологических свойств тампонажной жидкости и цементного камня.

В жидкость затворения или тампонажный растворов при необходимости добавляют химические реагенты, регулирующие сроки схватывания и твердения, фильтрационные потери, реологические свойства цементного раствора. При креплении в солевых отложениях в качестве жидкости затворения используются соленасыщенные водные растворы. Причем вид минерализатора должен соответствовать вскрываемым солям.

В настоящее время разработано значительное количество тампонажных материалов, различающихся по температурным пределам использования, плотности, коррозионной стойкости, объемным изменениям и специальным требованиям. Основными вяжущими материалами являются цементы гидратационного твердения, в частности тампонажные портландцементы (ГОСТ 1581-96, стандарты ОSМА). Однако для изоляции поглощающих горизонтов возможно использование синтетических смол и акриловых высокомолекулярных реагентов, т.е. материалов полимеризационного твердения.

Промышленностью выпускают портландцементы с минеральными и специальными добавками, регулирующими плотность тампонажной жидкости. В качестве минеральных добавок используются продукты измельчения осадочных (кварцевый песок, диатомит и т.д.) и вулканических (туф, перлит и т.д.) пород. Однако в ряде случаев свойства цементного камня при использовании стандартных составов тампонажных материалов не удовлетворяют условиям крепления скважин. К таким условиям относятся ММП (многолетнемерзлые породы), агрессивные пластовые жидкости, повышенная проницаемость горных пород, кавернозность ствола, снижение прочности из-за трещинообразования в зоне перфорации. Для таких условий разрабатываются специальные тампонажные цементы: коррозионностойкие, термостойкие, расширяющиеся, дисперсно-армированные. Чаще всего для повышения коррозионной и температурной стойкости используются доменные шлаки (при температурах 150-400ºС – гранулированные ферромарганцевые шлаки) и кварцевый песок.

В последние годы расширяется область применения газонаполненных стеклянных микросфер, причем не только в качестве облегчающих добавок для получения легких тампонажных материалов (плотность тампонажной жидкости – менее 1300 кг/м³), но и материалов, обладающих свойствами дисперсно-армированных цементов с повышенной прочностью, в том числе ударной прочностью цементного камня в зоне перфорации. Исследования, проведенные Д.В. Орешкиным и другими, показали, что такие материалы обладают и высокими теплоизоляционными свойствами, что позволяет рекомендовать их для крепления скважин в ММП. Полые стеклянные микросферы (ПСМС, АПСМС), представляют собой сыпучие порошки, состоящие из тонкостенных оболочек, наполненных углекислым газом, аммиаком, сернистым ангидритом, азотом, и обладают высокой прочностью при объемном сжатии. ПСМС – полые стеклянные микросферы (натрийборосиликатное стекло) выпускают в соответствии с ТУ 6-11-156-95 и ТУ 6-11-367-95. Некоторые показатели различных микросфер представлены втаблице 3.

Таблица 3 – Свойства микросфер

Показатель	ПСМС – Заводы «Стекловолокно» и «Стеклопластик», Россия				Алюмосили-катные*	Фенолфор-мальдегидные**
	«О», группа А	«О», группа Б	МСО – «О» А9 (А)	МСО – «О» А9 (Б)	КМС	ПМС
Размеры, мкм	До 200	До 200	До 200	До 200	До 500	До 500
Коэф-нт теп-лопроводности Вт/(м·ºС)	0,06	0,062	0,061	0,067	0,06	0,05
Прочность при объемном сжатии	10,0…15,0	12,0…18,0	12,0…15,0	15,0…20,0	До 5	До 4

Примечание: * - Polish Drilling Fluids Service

** - Завод «Полимерсинтез», Россия

АПСМС – аппретированные полые стеклянные микросферы, обладающие повышенной прочностью, стабильностью и пониженным водопотреблением. Это обеспечивается использованием в качестве аппрета кремнийорганической жидкости.

В качестве тампонажных материалов, обладающих повышенной прочностью, в том числе на растяжение, могут использоваться составы с базальтовым волокном и пониженным водоотделением, разработанные на кафедре бурения УГТУ (Таблица 4).

ХАРАКТЕРИСТИКА ОТХОДОВ БУРЕНИЯ

Источники загрязнений при строительстве скважин могут быть классифицированы на основании анализа типов загрязнений природной среды и характера их воздействия. Основными источниками техногенного воздействия на природную среду при строительстве скважин является дорожная техника, буровые сточные воды, пластовые флюиды при нефтегазоводопроявлениях, аварийные разрывы трубопроводов, неисправность запорной арматуры, утечки при приготовлении, обработке и утяжелении бурового раствора, а также поступления токсичных веществ из шламовых амбаров, в которых накапливаются отходы бурения. Следствием влияния этих факторов становится разрушение почвенно-растительного покрова, загрязнение поверхностных и подземных вод, нарушение состояния экологически сбалансированной природной среды.

При строительстве скважины неизбежными производственно-технологическими отходами бурения являются буровые сточные воды (БСВ), отработанный буровой раствор (ОБР) и выбуренная порода – буровой шлам (БШ). Их объемы зависят от глубины и конструкции скважины, используемой технологии бурения, состава буровых растворов, продолжительности строительства, геологических особенностей месторождения, используемого оборудования для очистки бурового раствора и системы водоснабжения. Они составляют сотни – тысячи м³на одну буровую. Наибольшую опасность для объектов природной среды представляют отходы бурения, накапливаемые и хранящиеся в земляных амбарах-отстойниках и водонакопителях, сооружаемых на буровой площадке. Отходы в своем составе содержат широкий спектр загрязнителей различной природы. Наиболее подвижными являются жидкие отходы (БСВ и ОБР). Они содержат в своем составе широкий спектр загрязнителей минеральной и органической природы (нефть и нефтепродукты, органические химические реагенты и материалы, используемые для приготовления и обработки буровых технологических жидкостей, растворимые минеральные соли и щелочи, а также другие вещества), которые могут оказывать токсикологическое, органолептическое или санитарно-токсикологическое воздействие. Таким образом, отходы, попадая в объекты природной среды, вызывают их загрязнение, которое выражается в изменении качества вод и почвогрунтов, потери их продуктивности, а в некоторых случаях и изменении видового и количественного состава флоры и фауны. В таблице показаны экологические показатели некоторых химических реагентов и материалов, используемых в буровых растворах. Анализ, проведенный в ДООО «Бургаз» ОАО «Газпром», показал, что средний объем жидких отходов в окружающую среду из одного не ликвидированного амбара составляет 120 – 130 м³/год, что составляет 6-6,5 % от содержимого среднего шламового амбара вместимостью 2000 м³.

Таблица 2 – Экологические показатели реагентов и материалов

Компоненты	Класс токсичности	ЛПВ	ПДК для рыбохозяйственных водоемов, мг/дм3
Бентонит ОСМА	н	-	-
Кальцинированная сода	4	токс.	0,03 (по натрию)
КМЦ – 600,700	4	токс.	12,0
Бикарбонат натрия	4	токс.	0,03 (по натрию)
ПАА	4	токс.	0,35
Desco	3	токс.	1,0 (по лигносульфонатам)
ФК-луб	4	токс.	40
РАС-R	4	токс.	12,0 (по КМЦ)
РАС-LV	4	токс.	12,0 (по КМЦ)
Полигликоль	3	токс.	0,001
ОЭЦ	4	токс.	9,0
ИКД	4	токс.	0,5 (по СПАВ)
Хлорид кальция	4	сан-токс.	300,0 (по хлоридам)
Defoamer	3	сан-токс.	1,0 (по жирным кислотам)
Барит	н	-	-
Портландцемент	н	-	-
Резиновая крошка	н	-	-

Состав бурового шлама зависит от литологической характеристики вскрываемого разреза и может содержать осадочные (глинистые и песчаные разности), карбонатные (известняки, доломиты, мергели), хемогенные (каменная соль, гипс и т.д.). При этом на поверхности частиц выбуренной породы могут быть адсорбированы химические реагенты (органические и неорганические), нефть, газообразная фаза, а также компоненты пластовой и поровой воды. В связи с вышесказанным порода, также как и отработанный буровой раствор, проявляет негативный характер на окружающую среду.

В связи с увеличением объемов бурения на морском шельфе, в том числе с использованием буровых платформ, необходимо отметить, что в этом случае негативный фактор бурения скважин может быть значительно серьезнее. Анализ строительства разведочных скважин с нефтяных платформ в акватории Каспийского моря показал, что содержание взвешенных частиц в процессе бурения в радиусе 250 – 1000 м увеличивается в 3 раза по сравнению с фоновыми и еще возрастает после завершения работ. Нефтепродуктов в воде и донных отложениях возрастает более чем в 2 раза. Причем в донных отложениях содержание их снижается очень медленно. При аварийных выбросах ситуация, конечно, кратно ухудшается. Кстати, в морской воде северной части Каспия повышено содержание фенолов, тяжелых металлов (ртуть, кадмий и т.п.), полиароматических и хлорированных углеводородов.