Содержание к диссертации
Введение
1. Научно-технические предпосылки получения тепло изоляционного тампонажного материала (ТТМ) для условий многолетних мерзлых пород (ММП) 12
1.1. Проблемы защиты ММП от растепления 12
1.2. Способы защиты и пути повышения теплоизоляционных свойств конструкции скважины 15
1.3. Теплоизоляционные тампонажные материалы 20
1.4. Выводы по главе 1 28
2. Методики исследований. материалы. оборудование 29
2.1. Методики исследований 29
2.2. Материалы 38
2.3. Исследовательское оборудование 41
3. Физическая структура, состав и свойства теплоизоляционного тампонажного материала (ТТМ) с ПСМС 46
3.1. Схема формирования оптимальной физической структуры 46
3.2. Состав и свойства теплоизоляционного тампонажного материала 58
3.3. Оптимизация состава тампонажного материала с ПСМС 73
3.4. Определение сцепления ПСМС с цементной матрицей и ТТМ со сталью колонны 76
3.5. Выводы по главе 3 79
4. Теплоизоляционный тампонажный материал с ПСМС в условиях скважины 82
4.1. Формирование структуры при повышенных давлениях 82
4.2. Рентгенофазовый анализ тампонажных материалов с ПСМС 100
4.3. Теплотехнический расчет конструкции газовой скважины 104
4.4. Изменение влажности и теплопроводности во времени 117
5. Технико-экономическая эффективность применения ТТМ с АПСМС 126
Общие выводы 130
Литература 134
Приложения
- Проблемы защиты ММП от растепления
- Способы защиты и пути повышения теплоизоляционных свойств конструкции скважины
- Схема формирования оптимальной физической структуры
- Формирование структуры при повышенных давлениях
Введение к работе
При строительстве нефтяных и газовых скважин используется тампонаж-ный портландцемент. Раствор на его основе заполняет пространство между обсадными трубами и/или горной породой. Цементный тампонажный камень является конструкционным строительным материалом, применяется в качестве крепи и воспринимает всю массу сооружения, герметизируя затрубное пространство. Строительство скважин требует совершенствования уже существующих тампонажных материалов: особенно, для условий многолетних мерзлых пород (ММП). Качественно зацементированное затрубное пространство способствует повышению производительности скважины, охране недр и сохранению экологии в целом. Проблема сохранения ММП и надежность скважин при эксплуатации имеет народнохозяйственное значение. На территории РФ более 50 % грунтов относятся к ММП. Льдистость в них достигает 80 %. Поэтому оттаивание таких пород (растепление) может привести к обрушению конструкций нефтяной или газовой скважин из-за потока тепла, идущего от добываемых нефти и газа.
В мировой практике используются лифтовые теплоизолирующие трубы (ЛТТ), в которых утеплитель находится в вакууме (пассивная теплозащита). Также применяются конструкции, внутри которых принудительно циркулируют хладагенты (активная теплозащита). Эти способы позволяют поддерживать мерзлые породы при отрицательной температуре. Такие трубы очень дороги и требуется дополнительная сложная операция по их установке, которая осуществляется после цементирования затрубного пространства. Герметичность их нарушается, что вызывает значительное повышение теплопроводности конструкции или протекание носителя холода.
При строительстве скважин тампонажный цементный раствор применяется для их крепления и исключения перетоков из пласта в пласт. Такие перетоки снижают продуктивное давление нефтегазовых горизонтов. В настоящее время самым перспективным способом цементирования является прямой способ. При прямом способе 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. Скважина представляет собой сложное сооружение, состоящее из нескольких элементов. Конструкция скважины может состоять из шахтного и обычного направлений, промежуточных и эксплуатационной колонн, лифтовых труб. Для многих регионов 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. Поэтому средняя плотность тампонажного раствора должна быть меньше 1 г/см . К тампонажному цементному раствору предъявляются требования по необходимой растекае-мости и плотности, прочности на растяжение при изгибе и при сжатии соответственно. Известные облегчающие наполнители под действием давления в скважине разрушаются, образуются новые поверхности требующие смачивания водой: раствор становится непрокачиваемым. С одной стороны необходимо использовать наполнители, которые бы выдерживали высокое давление , имели бы необходимые растекаемость и прочность. С другой стороны, наполнители должны иметь низкую теплопроводность, чтобы защищать ММП от растепления.
В Российской и мировой практике не применялся теплоизоляционный тампонажный материал с плотностью раствора меньше 1 T/CMJ , обладающий одновременно требуемыми растекаемостью, сроками схватывания, нерас-слаиваемостью, однородностью раствора, прочностью цементного камня. Применение таких составов решали бы двойную задачу: обеспечение герметичности затрубного пространства при заданной несущей способности горных пород и имели низкую теплопроводность, то есть защищали бы ММП от растепления.
Учитывая большую вероятность, как показывает практика, потери вакуума и повышения теплопроводности теплоизоляционного слоя ЛТТ в 3...5 раз, необходимо повысить теплофизические свойства тампонажного камня цементных колец. Для этого надо использовать теплоизоляционные цементные тампонажные материалы с наполнителем, имеющим низкую теплопроводность, и одновременно отвечающие всем требованиям к облегченным цементным тампонажным материалам.
К ним можно отнести только цементные тампонажные материалы с полыми стеклянными обычными (ПСМС) и аппретированными (АПСМС) микросферами. Такие растворы имеют среднюю плотность менее 1 г/см .
Анализ научно-технических предпосылок и изучение существа вопроса позволил разработать и предложить научную гипотезу. Тампонажный камень в скважине работает во влажном состоянии и при средней плотности раствора меньше 1 г/см снижение воды затворения при одинаковой растекаемости приведет к уплотнению и повышению однородности структуры, снижению средней плотности, В/Ц, влажности, теплопроводности камня. Связано это с тем, что микросферы почти в 4 раза легче воды. Для реализации задачи требуется изменить структуру материала. Это можно осуществить за счет введения в цементную систему аппретированных микросфер и суперпластификатора С-3.
В настоящее время не применялся и не исследовался влажный теплоизоляционный тампонажный материал с плотностью раствора меньше 1 г/см , обладающий одновременно теплозащитными свойствами по отношению к ММП. Тем более, что совмещение двух операций в одну и использование теплоизоляции, не требующей дополнительных энергозатрат при эксплуатации, позволит получить значительный экономический эффект. Работа выполнена по плану НИР МГСУ в соответствии с программой НИР и ОКР ДООО «Бургаз» на 2000 - 2001 гг. «Теплоизоляционный тампонажный материал с полыми стеклянными микросферами для цементирования нефтяных и газовых скважин в условиях ММП».
Научным консультантом по разделу оптимизации при помощи математического планирования и обработки результатов исследований был к.т.н., профессор Ж.И. Мсхалая.
Цель и задачи работы. Целью диссертации является получение структуры и составов цементного теплоизоляционного тампонажного материала (ТТМ) с полыми стеклянными микросферами (ПСМС), который может одновременно выступать как теплоизоляция и тампонажный материал, обладающий всеми требуемыми техническими и эксплуатационными свойствами. Для достижения цели диссертации требовалось решить следующие задачи:
- теоретически обосновать возможность получения цементного тампонажного материала, обладающего высокими теплоизоляционными показателями для защиты ММП от растепления;
- разработать схему формирования оптимальной физической структуры таких материалов;
- получить составы данных материалов с учетом факторов, влияющих на его теплотехнические свойства в условиях ММП;
- определить пути снижения средней плотности материала;
- определить показатели свойств и построить математическую модель ТТМ с ПСМС;
- выяснить влияние повышенного давления в скважине на структуру и теплотехнические свойства материала;
- произвести теплотехнический расчет конструкции газовой скважины;
- сделать прогноз надежности работы конструкции скважины в условиях ММП в течение времени с учетом изменения влажности и теплотехнических свойств материала; - оценить экономическую эффективность применения цементного теплоизоляционного тампонажного материала с полыми стеклянными микросферами для герметизации затрубного пространства газовой скважины.
Научная новизна:
- теоретически обосновано получение структуры цементного теплоизоляционного тампонажного материала с полыми стеклянными микросферами, которая обеспечивает требуемые технические и эксплуатационные свойства и которые позволяют использовать такой материал как пассивную теплоизоляцию и одновременно для герметизации затрубного пространства нефтяных и газовых скважин;
- разработана схема формирования оптимальной физической структуры ТТМ с ПСМС;
- выяснено влияние микросфер на структуру и свойства тампонажного материала (в том числе и теплотехнические) при средней плотности раствора меньше 1 г/см за счет снижения В/Ц и более однородного, компактного наполнения материала полыми стеклянными микросферами;
- на основании схемы формирования оптимальной физической структуры разработана математическая модель теплоизоляционного тампонажного материала с полыми стеклянными микросферами;
- теоретически и практически определены участки структуры, по которым происходит передача тепла от эксплуатируемой газовой скважины к многолетним мерзлым породам;
- произведен теплотехнический расчет конструкции скважины с учетом реальных температур ММП, добываемого газа и свойств цементного теплоизоляционного тампонажного материала с полыми стеклянными микросферами;
- выполнен прогноз надежности защиты ММП от растепления путем изучения изменения влажности в цементном ТТМ с ПСМС; - исследованы теплотехнические свойства материала при повышенных давлениях вплоть до 30 МПа и температуре (75+2) °С.
Практическая значимость:
- разработаны составы цементных ТТМ с ПСМС, которые могут одновременно выступать как пасснвіїая-теплоизоляция и тампонажный материал;
- получен цементный теплоизоляционный тампонажный материал с полыми стеклянными микросферами, имеющий среднюю плотность вплоть до 0,78 г/см3, обладающий повышенным сцеплением со сталью обсадной колонны (трубы) и отвечающий всем техническим, эксплуатационным требованиям;
- определены значения требуемого термического сопротивления конструкции скважины, при котором не будет происходить растепления ММП в зависимости от влажности, теплопроводности, толщины внешнего цементного кольца и температуры ММП.
Внедрение результатов исследований.
Разработанный теплоизоляционный тампонажный материал с полыми стеклянными микросферами внедрен при цементировании кондуктора на скважине № 1044 Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения. Определена технико-экономическая эффективность применения такого материала. Апробация работы.
Результаты работы докладывались на научно-практических конференциях «Проблемы строительной теплофизики, систем обеспечения микроклимата и энергосбережения в зданиях» в НИИСФ в 1998, 1999, 2000 гг., на заседании НТС ДООО «Бургаз» в 2001 г., а также на заседании кафедры строительных материалов МГСУ. На защиту выносятся:
- теоретические основы получения ТТМ с ПСМС со средней плотностью меньше 1 г/см на основе цементной матрицы; - схема формирования оптимальной физической структуры материала;
- составы ТТМ с ПСМС, их оптимизация, математическая модель;
- результаты научных исследований структуры, свойств при атмосферном и повышенных давлениях, обычных и высоких температурах, а также в условиях ММП;
- прогноз изменения влажности, теплотехнических свойств в течение времени;
- технико-экономическая эффективность применения цементного теплоизоляционного тампонажного материала с полыми стеклянными микросферами.
- Объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, общих выводов, списка использованной литературы из 117 наименований, 1 приложения. Работа изложена на 146 страницах текста, иллюстрирована 21 рисунком и 31 таблицей.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
1. Орешкин Д.В., Сугкоев А.И. Теплоизоляционный материал с полыми микросферами / В сб. докл. 3-й международной конф. Проблемы строительной теплофизики, систем микроклимата и энергосбережения в зданиях.- М: НИИСФ, 1998.-С.129-135.
2. Орешкин Д.В., Сугкоев А.И. Теплоизоляционный тампонажный материал для цементирования скважин в условиях многолетних мерзлых пород / В сб. докл. 4-й международной конф. Проблемы строительной теплофизики, систем микроклимата и энергосбережения в зданиях.- М.: НИИСФ, 1999.- С. 214-220.
3. Орешкин Д.В., Сугкоев А.И., Большакова А.В. Теплоизоляционный материал с полыми стеклянными микросферами и цементной матрицей для тампо-нажных растворов и легких бетонов/ В сб. докл. 5-й международной конф.
Проблемы строительной теплофизики, систем микроклимата и энергосбережения в зданиях.- М.: НИИСФ, 2000.- С. 223-228.
Проблемы защиты ММП от растепления
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[14].
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 подаляющее большинство осложнений обусловлено именно реакцией толщи ММП на воздействия в процессе бурения и эксплуатации скважин. По мнению авторов [14], теп 13
ловое влияние сооружаемой и затем эксплуатируемой скважины на толщу ММГТ 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 [14]. Однако, авторы [81] считают, что изначально надо знать требуемое термическое сопротивление, при котором не происходит растепление мерзлых пород.
Говоря о криогенных условиях, прежде всего имеются в виду такие показатели, как температура ММП по всему интервалу их распространения, типы подземного льда и льдистость, засоленность, относительная осадка при оттаивании и многое другое.
Криогенные условия ММП определяют их устойчивость к тепловым нагрузкам при бурении скважин, а следовательно, определяют характер и интенсивность протекания всех тех процессов в мерзлой толще, которые потенциально могут привести к возникновению различного рода осложнений. Это подтверждается после анализа данных конкретных геокрилогиче-ских условий на многих скважинах, где имелись различного рода осложнения [14, 55, 66].
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 добвающей скважины 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. Этими вопросами занимались такие крупные научно- исследовательские организации, как ВНИИгаз (Москва), филиал ВНИИгаза (Ухта), Тюмень НИИ, Типрогаз, ЗапСибНИГНИ (Тюмень). Выяснено, что необходимо изучение криогенных условий каждой конкретной 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.
Активные способы защиты ММП от растепления, такие как циркуляция за эксплуатационной колонной хладоносителя, закачка в межтрубное пространство кипящих хладагентов и др., позволяют поддерживать заданную отрицательную температуру мерзлых пород на протяжении всего времени эксплуатации скважин. Пассивная защита мерзлоты позволяет отодвинуть сроки начала оттаивания или же снизить темпы его развития путем ограничения теплового потока от скважины в окружающий мерзлый грунт с помощью различных способов теплоизоляции ствола скважины. [14, 21, 22, 72, 100]. Необходимость защиты скважин от негативного действия процессов при протаивании мерзлых пород и их обратном промерзании вызвала к жизни большое количество разнообразных научно-технических решений. Термические способы защиты ММП от воздействия тепла подразделяют, как уже отмечалось, на активные и пассивные. Активные способы в свою очередь подразделяются на энергоемкие и неэнергоемкие, а пассивные - на индустриальные и неиндустриальные.
К энергоемким относятся способы, осуществляемые с помощью источника вырабатываемой энергии (механической, электрической и т.п.). К неэнергоемким - способы, осуществляемые с помощью энергии атмосферы движущихся потоков добываемой продукции. Индустриальными считают способы защиты, осуществляемые с помощью термозащитных экранов высокой монтажеспособности заводского изготовления; неиндустриальными - с помощью тепловой изоляции, сооружаемой в процессе строительства скважин. Их общим недостатком является необходимость резервирования дополнительного холодильного агрегата и содержания квалифицированного персонала для обслуживания холодильной системы. В противном случае, эксплуатационная надежность становится исключительно низкой.
Способы защиты и пути повышения теплоизоляционных свойств конструкции скважины
К энергоемким относятся способы, осуществляемые с помощью источника вырабатываемой энергии (механической, электрической и т.п.). К неэнергоемким - способы, осуществляемые с помощью энергии атмосферы движущихся потоков добываемой продукции. Индустриальными считают способы защиты, осуществляемые с помощью термозащитных экранов высокой монтажеспособности заводского изготовления; неиндустриальными - с помощью тепловой изоляции, сооружаемой в процессе строительства скважин. Их общим недостатком является необходимость резервирования дополнительного холодильного агрегата и содержания квалифицированного персонала для обслуживания холодильной системы. В противном случае, эксплуатационная надежность становится исключительно низкой.
Пассивная термозащита индустриального типа включает способы тепловой изоляции конструкции скважины с помощью термозащитных экранов промышленного изготовления, отличающихся простотой сборки, разборки и взаимозаменяемости, что не нарушает стандартной технологии спуско-подъемных и ремонтных работ в скважине. В связи с этим все разработанные способы термозащиты индустриального типа основаны на использовании стандартных труб нефтяного сортамента. Все это затрудняет спуск и подъем инструмента, приборов. Кроме того, при транспортировке такие трубы очень легко повреждаются.
Есть решение, где имеет место заполнение кольцевой полости коаксиаль-но расположенными трубами (т.е. по одной оси - труба в трубу), разделенных утеплителем или хладагентами) и закрепленных между собой. Закрепление производится теплоизоляционными материалами с открытой либо закрытой пористостью, а также радиационно отражающими твердыми материалами. Такое решение предложено американскими специалистами для различных геокриологических условий в зависимости от термоактивности скважин и их конструкций. В качестве термоизолирующих материалов используются: пенополиуретан, поролон и другие пенопласты с коэффициентом теплопроводности 0,03...0,04 Вт/м С. В качестве радиационно-отражающих материалов применяют альфоль и зеркальный майлар. Все это обеспечивает теплопроводность теплоизолированных труб не более 0,06 Вт/м С [14, 45, 59].
Вакуумирование кольцевой полости коаксиально закрепленных между собой обсадных труб предложено в патентах США. Аналогичное предложение внесено сотрудниками ВНИИГаза, ожидавшими по первоначальным прогнозам высокую эффективность термозащитных свойств подобных экранов, но позднее практически убедившись в сложности процесса вакуумиро-вания и последующего поддерживания вакуума в эксплуатирующихся трубах. В связи с этим, вакуумно-порошковая изоляция кольцевого пространства также не нашла практической реализации: кольцевые пространства предполагалось заполнить высушенным аэрогелем или сажей с последующей откачкой воздуха. С потерей вакуума тесно связан процесс повышения влажности теплоизоляции. При этом теплопроводность увеличивается с 0,03...0,04 Вт/м С на 0,004 Вт/м С на каждый % влажности. Известно, что такие утеплители имеют высокую сорбционную влажность [101].
В США и Канаде [14, 20] система защиты вечной мерзлоты от тепла нефтяной скважины представляет собой комбинированную теплозащиту, включающую теплоулавливающий экран в виде алюминиевых теплоприем-ных щитов, покрытых снаружи и изнутри изоляционным слоем из поли-уретановой губки , которая термически связана с алюминиевыми теплопро-водящими трубками. Нижние концы этих трубок закрыты, а верхние со 17 единены теплопроводом с теплообменным радиатором, установленном на открытом воздухе. Теплопередающие трубки заполнены низкокипящей рабочей жидкостью, отводящей тепло от экранов в радиатор, где происходит конденсация паров. Конденсат стекает вниз по теплопередающим трубкам.
Существует также ряд технических решений направленных на теплоизоляцию самих колонн скважин. Так, теплоизолированная колонна для нагнетания теплоносителя в пласт содержит внутренние и наружные трубы с узлами соединения и размещенный между ними теплоизоляционный материал. С целью уменьшения потерь тепла узел соединения наружных труб выполнен в виде двух полумуфт и размещенного между ними кожуха. Теплоизоляционный материал размещен на внутренней поверхности кожуха и образует с внутренней трубой воздушную полость. Теплоизоляционный материал может содержать экранирующие элементы.
К пассивному типу неиндустриальной термоизоляции следует отнести прежде всего способы, основанные на использовании воздуха или газов в качестве теплоизоляционных материалов. Простейший способ заключается в том, что одно, или несколько кольцевых пространства скважины освобождаются от жидкости и поддерживаются в сухом состоянии. Амерканские специалисты считают возможным использовать воздух в качестве теплоизоляционного материала при условии упорядочения конвекции, однако есть патент по использованию азота или других газов с меньшей, чем у воздуха теплопроводностью [14]. Это связано, видимо с тем, что конвекционные потоки воздуха увеличивают эффективную теплопроводность более, чем в 10 раз [101].
Для снижения конвекции в кольцевых пространствах скважины их ва-куумируют или заполняют композитами на основе волокнистых или пористых материалов. Вакуумирование кольцевого пространства предлагается в патенте США, приведенном в [14]. Наибольшим эффектом, по мнению авторов, такой способ обладает при закачке пара в нефтяные пласты. Эта эффективность не снизится при той же операции в условиях многолетней мерзлоты, однако, осуществления способа крайне сложно и дорого.
Заполнение кольцевых пространств пористыми материалами, например, пенопластами предлагается учеными США [14, 20]. Эффективность такой меры с точки зрения общефизических представлений не вызывает сомнения. Пористые пенопласты с плотностью 20...120 кг/м3 имеют теплопроводность 0,03...0,06 Вт/мС.
Еще одной разновидностью пассивных неиндустриальных способов термической защиты является покрытие поверхности обсадных или других колонн теплоизоляционными материалами. Один из вариантов предложен в США. Он предусматривает надевать на трубы полускорлупы из пенополиуретана с последующим нанесением на их поверхность гидроизоляционного покрытия, а по другому варианту, трубы покрывают пеносиликатом после выпаривания водной фазы из раствора силиката натрия или калия, закаченного в кольцевое пространство.
Другой способ термической изоляции скважины, заключается в том, что в межтрубном пространстве прокачивается активно адгезионный раствор, оставляющий термозащитную пленку на поверхности труб, например, из алюминиевой пудры, способной в определенной степени отражать радиационную составляющую теплового потока.
Способ теплоизоляции скважины включает заполнение кольцевого пространства теплоизоляционным наполнителем, температура плавления которого выше температуры ММП. С целью теплоизоляции околоствольного пространства в качестве теплоизоляционного наполнителя используется вещество, температура плавления которого выше температуры кристаллизации прокачиваемого флюида.
Схема формирования оптимальной физической структуры
Рекогносцировочные исследования показали, что замена обычных микросфер на аппретированные (АПСМС) кремнийорганическим аппретом (у-аминопропилтриэтоксисилан) с формулой NH2 (СН2)з Si(OC2H5):? с такой же подвижностью смеси позволила улучшить структуру и свойства материала.
Данные результаты, а также микроструктурный анализ позволили Д.В. Орешкину высказать гипотезу о характере структурообразования цементного композита с ПСМС [4, 7]: микросферы, обладая более высокой адсорбционной активностью по сравнению с более крупными частицами цемента, адсорбируют ионы и продукты гидратации цемента и являются, по В.И.Соломатову, центром кристаллизации в композите с ПСМС. Это происходит за счет действия поверхностных сил, наличие которых отмечали в своих работах В.В. Дерягин и М.И.Хигерович. В результате образуется плотный контактный слой на поверхности ПСМС. Между комплексами ПСМС-контактный слой - ПСМС-контактный слой формируется менее плотная структура композита. Аппрет экранирует действие поверхностных сил, создает возможность для оптимального в данных условиях структуро-образования. Это находит отражение в снижении у модифицированных композитов водопотребности смеси, водопоглощения и в существенном повышении прочности при сжатии и на растяжение при изгибе по сравнению с немодифицированными.
На основании исследований предложена схема формирования оптимальной физической структуры, которая включают в себя исходные материалы, условия твердения, составляющие структуры ( поры, продукты гидратации цемента, воду) и влияние микросфер на ее формирование.
Было выявлено, что введение в состав материала комплексной добавки позволяет при таких условиях снизить В/Ц, что улучшит его структуру и свойства, а также уменьшит среднюю плотность.
Микроструктура тампонажного камня с 30% ПСМС. Camebax х 4000. Количество С-3 и растекаемость для всех составов были одинаковыми. Исследования при давлении 0,1 МПа для всех составов показали улучшение структуры, а следовательно, и свойств у модифицированных тампонажних цементных камней по сравнению с прототипом. Прочность на растяжение при изгибе у первых в несколько раз выше, чем у вторых и значительно превосходит требования ГОСТ по этому показателю (1 МПа в возрасте 2 сут).
Модифицированный тампонажный камень превосходил по структуре и по свойствам бездобавочный композит. Это происходило из-за снижения водопотребности за счет экранирования поверхностных сил микросфер комплексной добавкой.
Таким образом, на основании теоретических и экспериментальных исследований получена модель физической структуры композита, которая объясняет роль микросфер в создании плотной контактной зоны новообразований на их поверхности и свойства сформированного композита [7]. Разработаны основы теории формирования таких композитов. Цементная смесь с ПСМС имеет высокую водопотребность за счет действия поверхностных сил микросфер, что приводит к формированию неоднородной структуры между комплексами ПСМС-контактный слой - ПСМС - контактный слой. Введение модификатора структуры уменьшает водопотребность смеси, уплотняет структуру. Водопотребность также снижается за счет экранирования аппретом и/или КД поверхностных сил микросфер. Модификация структуры улучшает свойства цементного композита по сравнению с немо-дифицированным за счет ослабления действия поверхностных сил. Однако, водопотребность тампонажного материала с ПСМС намного ниже, чем у растворов с традиционными наполнителями при одинаковых растекаемости и средней плотности. На основании такого подхода впервые получен цементный тампонаж-ный раствор с плотностью ниже 1 г/см3 [4, 6, 7, 9, 104].
Однако, дальнейшее увеличение расхода микросфер при одинаковой -стандартной растекаемости не производилось, структура и свойства такого цементного материала не изучались. Теплотехнические свойства материалов вообще весьма специфичны и зависят от средней плотности, влажности, природы материала. Тем более, что стандартным способом [76] нельзя определить теплопроводность строительного материала, имеющего высокую влажность.Для выяснения влияния структуры теплоизоляционного тампонажного материала (ТТМ) на его теплопроводность и термическое сопротивление рассмотрим его физическую структуру. Для этого предлагается схема формирования оптимальной физической структуры ТТМ с ПСМС и АПСМС. Характерный фрагмент микроструктуры, показанной на рис.3.1.1, 3.1.2 и 4.1.5, а также физико-механические свойства материала и подтвержденная гипотеза характера структурообразования таких систем [4, 7] позволяет построить схема формирования оптимальной физической структуры влажного цементного камня. Они будут существенно отличаться от предложенных Д.В. Орешкиным. Во-первых, значительно увеличивается расход микросфер (до 50 % от массы ПЦТ). Во-вторых, такое увеличение количества микросфер повысит расход воды затворения со всеми вытекающими отсюда последствиями для теплофизических свойств. Именно поэтому предлагается другая гипотеза, которая позволит углубить исследования и свойств таких систем. Она учитывает, что тампонажный камень в скважине работает во влажном состоянии и при средней плотности раствора меньше 1 г/см снижение воды затворения при одинаковой растекаемости приведет к уплотнению и повышению однородности структуры, снижению средней плотности, В/Ц, влажности, теплопроводности камня. Связано это с тем, что микросферы почти в 4 раза легче воды. Для реализации задачи требуется изменить структуру материала. Это можно осуществить за счет введения в цементную систему аппретированных микросфер и суперпластификатора С-3. Тем более, что в настоящее время не применялся и не исследовался влажный теплоизоляционный тампонажный материал с плотностью раствора меньше 1 г/см , обладающий одновременно теплозащитными свойствами по отношению к ММП.
Формирование структуры при повышенных давлениях
При прямом способе цементирования тампонажный раствор закачивается внутрь обсадной колонны и поднимается в затрубное пространство до устья снизу вверх. При этом в зависимости от глубины на каждом этапе и, соответственно, части ствола скважины, на тампонажный раствор действует различное горное давление.
Одной из посылок данной работы является предположение о возможности защиты ММП от растепления с помощью тампонажного материала с полыми стеклянными микросферами, образующего многослойную пассивную теплоизоляцию скважины. Следовательно, предлагаемая конструкция скважины, состоящая их шахтного направления, кондуктора, промежуточных и эксплуатационной колонн, будет цементироваться тампонажным раствором с ПСМС и С-3 или с АПСМС, или с АПСМС и С-3. Все цементные кольца будут сформированы из сверхлегкого материала. Поэтому необходимо было проверить целостность полых микросфер при различных давлениях, соответствующих условиям разных частей конструкции скважины.
Такие исследования проводились Д.В. Орешкиным и Г.А. Белоусовым [7]. Тогда расход микросфер был 10 % от массы ПТЦ. В данной работе предлагается использовать тампонажный цементный раствор с количеством ПСМС и АПСМС, равным 30 и 50% от массы ПЦТ и применением СП С-3. Методика основана на определении средней плотности при разных давлениях и описана в главе 2. Использовались образцы с размерами 2x2x10 см.
Каждая нефтяная или газовая скважина имеет свои показатели температуры и давления. Для Прикаспийской впадины и Севера Тюменской области принято считать, что при бурении гидростатическое давление составляет 1,0 МПа на каждые 100 м погружения. По ГОСТ на тампонажные цементы для «горячих» скважин испытания проводятся при температуре 75 С. Для «холодных» при температуре 20 ...22 С. В этих районах газо - и нефтедобычи скважины обычно имеют глубину до 3000...3500 м.
Так как стеклянные микросферы являются полыми, то необходимо было проверить их целостность при прохождении отметок, которым соответствуют давления 10, 20, 30, 40, 50 МПа при температуре (20+2) С. Результаты исследований приводятся в табл. 4.1.1.
Из табл. 4.1.1 видно изменение средней плотности тампонажного раствора после воздействия на него давления. В растворах (5,6,7,8) изменение средней плотности при давлении 30 МПа составляет от 6,32 до 6,43 % от первоначальной, а в растворах 1,2,3,4 - от 7,98 до 23,5 %. Это связано, во-первых, с прочностью микросфер на объемное сжатие (у растворов 5,6,7,8 прочность ПСМС выше, чем у растворов 1,2,3,4), во-вторых, с наличием добавки в растворе, которая является смазкой и снижает разрушение микросфер при перемешивании и воздействия давления. При давлении в 50 МПа средняя плотность изменяется от 9,36 до 22,9 % для раствора с АПСМС и С-3 и от 8,79 до 29,12 % - для раствора с ПСМС. Кроме того, аппретированные микросферы при сухом перемешивании сохраняются лучше, так как покрыты кремнийорга-ническим гидрофобизатором. Покрытие при этом играет роль смазки, защитного покрытия, снижающего поверхностную активность микросферы. При взаимодействии с водой аппрет смывается, и, обладая большей проникающей способностью гидрофобизует более мелкие поры. Это значительно расширяет гидрофобную защищенность материала. Кроме того, аппрет образует гель кремнекислоты.
Плотность раствора при воздействии давления и наличии двух компонентов твердой фазы в нем ведет к уменьшению объема, т.е. увеличению средней плотности.
Таким образом, при действии гидростатического давления 30 МПа в автоклаве изменение средней плотности тампонажного цементного раствора с АПСМС и ПСМС является приемлемым. Это говорит еще о том, что микросферы при данном давлении практически не разрушаются (см. рис. 4.1.1 и 4.1.2 ). Растворы с микросферами можно использовать для цементирования за-трубного пространства скважин с аномально низкими пластовыми давлениями и при глубине вплоть до 3000 м.
