Применение нанотехнологий при цементировании нефтяных скважин - обзор проблем, связанных с цементированием скважин в осложненных условиях

Абусал Юсеф А.Ю., Мухмамедамин А. И., Исмаков Р.А., Муфтахова Э.Д., Яхин А.Р. Применение нанотехнологий при цементировании нефтяных скважин – обзор проблем, связанных с цементированием скважин в осложненных условиях // Нанотехнологии в строительстве. 2024. Т. 16, № 6. С. 555–566. – EDN: REARCK.

Процессы разведки и добычи углеводородов перемещаются в ранее неисследованные, опасные и удаленные от инфраструктуры регионы из-за сокращения геологических подтвержденных запасов. В качестве примера рассмотрим условия, подобные тем, которые встречаются на сверхглубоких и неглубоких газовых месторождениях, в наклонных и горизонтальных скважинах, геотермальных зонах и зонах с высоким давлением/высокой температурой (ВДВТ). Строительство и освоение скважин такого типа сопряжено с уникальными трудностями, которые в большинстве случаев не наблюдаются при

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ обычных операциях бурения. В результате дополнительные меры, принятые на этапе планирования, могут помочь решить некоторые ключевые проблемы, возникающие при бурении [1–3].

Основными проблемами при строительстве нетрадиционных скважин являются спуск обсадных колонн и цементирование. Успешное выполнение этих этапов значительно влияет на долговечность и эффективность добычи из скважины. Обсадная колонна защищает ствол скважины во время эксплуатации, а затрубное пространство между колонной и породой должно быть заполнено цементной смесью. Это позволяет предотвратить перемещение флюида между пластами и обеспечить зональную изоляцию.

Операции по цементированию также должны обеспечивать надежную защиту от ударных нагрузок и коррозии обсадной колонны [4]. Изменения внутрискважинных условий приводят к механо-химическому разрушению цемента, вызванному различными напряжениями из-за повышения давления в результате добычи газа, изменения объема бурового раствора после схватывания цемента и колебаний температуры. Эти напряжения могут привести к разрушению ствола скважины с различными сценариями, включая разрыв адгезионных соединений, появление каналов для движения флюида и образование трещин сдвига. Все эти сценарии приводят к миграции газа и жидкостей, постоянному давлению в кольцевом пространстве, опасной работе буровой установки и потере дохода от добычи [5–10].

Для предотвращения повреждения цементного камня в скважинах требуется, чтобы цементный раствор мог прокачиваться достаточно долго для его равномерного распределения, имел достаточную плотность для компенсации давления подземного пласта и тепловых нагрузок, требуемую прочность на сжатие, что оказывает значительное влияние на долговечность цемента и его долговременную целостность. Проницаемость должна быть низкой, чтобы жидкость не могла проходить через цемент. Кроме того, цементный раствор должен быть экологически чистым и не наносить вреда подземным водам.

Обычный портландцемент является наиболее часто используемым цементирующим материалом при добыче нефти и газа для герметизации затрубного пространства скважины между обсадной колонной и горными породами, составляющими стенки ствола. Условия приготовления и состав цементных растворов, их влияние на свойства имеют большое значение. Несмотря на широкое применение добавок, количество добавок, доступных для применения в системах ВДВТ, ограничено [10–14], но в последние годы активно начали применяться наноматериалы. Они обладают высокой прочностью, большой площадью поверхности, низкой плотностью, высокой коррози- онной стойкостью и интересными химико-физическими свойствами, которые потенциально улучшают надежность материалов, применяемых в скважинах, буровом оборудовании и наземных сооружениях.

Нанокомпозитные материалы более стабильны в средах ВДВТ. В цементных материалах наночастицы с большей площадью поверхности обеспечивают высокую химическую активность, заполняют пустоты между зернами цемента, в результате чего материал получается более плотным. Эти воздействия обусловлены несколькими одновременными механизмами, способствующими влиянию наночастиц на свойства цементного раствора и камня:

Из-за небольшого размера наполнители улучшают микроструктуру и плотность укладки.

Из-за эффекта «зародышеобразования» они могут ускорить гидратацию цемента. Так, по данным исследователей, диаметр гидрата силиката кальция при гидратации цемента (C–S–H) составляет приблизительно 10 нм.

Образование дополнительного C–S–H имеет химический или пуццолановый эффект из-за реакции между наноматериалами и гидроксидом кальция Ca(OH)2 (наночастицы могут вступать в реакцию с гидроксидом кальция, побочным продуктом гидратации цемента, с образованием дополнительного C–S–H).

Если частицы порошка, заменяющего цемент, инертны, может наблюдаться эффект разбавления.

Наночастицы также могут быть гидрофобными, гидрофильными [15–18].

Одним из наиболее важных применений наноматериалов при цементировании является использование наноглинистых материалов. Наноглина повышает жесткость, прочность, усталостное сопротивление и термическую стабильность материалов. Благодаря высокому соотношению сторон наноглина имеет большую площадь поверхности раздела, что значительно улучшает ее армирующие свойства. Наноглина повышает модуль упругости гибридных композитов. Результаты исследований, представленные в табл. 1, показали эффективность применения наноглины в составе цементного раствора как в строительстве, так и в нефтегазовой промышленности.

В буровом растворе наноглины эффективно изменяют структуру раствора, действуя в качестве неорганических модификаторов реологических свойств. Ученый С. Випулананда [21, 22] и др. продемонстрировали и изучили влияние температуры на реологические свойства и электрическое сопротивление бурового раствора на водной основе с добавлением наноглины (бентонита 0,6–1%), что снизило удельное электрическое сопротивление и показатель фильтрации бурового раствора. С увеличением содержания бентонита и наноглины повышается также предел текучести, пластичность и условная вязкость.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ

Таблица 1

Эффективность применения наноглины в цементном растворе при строительстве скважин

Тип наноглины	Процент добавления % (по массе цемента)	Тип цемента	Время затвердевания, ч	Достигаемый эффект	Ссылки
Metakaolin (NMK)	6% + 0,02% CNTS	Портланд цемент (OPC)	28	Повышение прочности на сжатие на 18% и энтальпия C–S–H	[23]
Metakaolin (NMK)	1%	OPC	28	Улучшает структуру пор и морозостойкость цементных материалов. Уменьшает пористость, потерю массы и прочности цементного раствора из-за циклов замораживания–оттаивания.	[24]
Nano-clay	0,33%	OPC с зольной пылью	24	Влияет на мгновенную прочность, образование хлопьев. Пониженное давление в результате работы в самоуплотняющемся бетоне (CSS).	[25]
Halloysite	3% и 2%	OPC с 5% пирогенным диоксидом кремния	7 и 28	Повышение прочности на сжатие до 24%, снижение текучести и проницаемости на 65% и 56% соответственно.	[26]
Montmorillonite	1%	OPC с 2,5% коноплян-ной фиброй	56	Повышает плотность при подъеме, прочность на изгиб, трещиностойкость и ударопрочность. Уменьшает пористость и водопоглощение, а также улучшает термостойкость.	[27]
Montmorillonite	2%	OPC (класс G)	28 (37°, 50°, 60°, 80° и 90° C)	Улучшены реологические характеристики и обеспечено высокое напряжение сдвига, повышена пластическая вязкость и предел текучести, а также повышена стабильность цементного раствора.	[28]
Montmorillonite	1%	OPC (класс H)	24 ч, 7 и 28 день (25°, 55° и 85 °C)	Потеря массы снизилась до 1,03%, предел текучести увеличился, пластическая вязкость увеличилась на 13%, максимальное напряжение сдвига увеличилось на 15%, предельное напряжение сдвига увеличилось с 5% до 50%, прочность на сжатие увеличилась на 43%, а плотность увеличилась на 0,8%	[29]

В основе этого исследования лежит обзор влияния давления и температуры в скважинах ВДВТ на характеристики цементирования и связанных с этим проблем (табл. 1). Далее приводится обзор использования наноглины в качестве добавки для повышения долговечности материалов на основе цемента и их свойств в этих сложных условиях.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЯ

Проблемы с цементированием скважин при высоком давлении/высокой температуре

Министерство энергетики США определяет бурение в условиях ВДВТ как процесс, при котором статическая температура в скважине достигает 177 °C

(350 °F), а давление превышает 170 МПа (25 000 фунтов на квадратный дюйм). Условия бурения будут становиться все более суровыми по мере увеличения глубин скважин, когда температура достигнет 315 °C (600 °F) и давление составит 275 МПа (40 000 фунтов на квадратный дюйм) [18]. В Соединенном Королевстве, согласно определению скважин ВДВТ, максимальная температура на забое скважины составляет 300 °F (149 °C), а пористый пласт должен буриться при максимальном поровом давлении 0,007 МПа (0,8 фунт/фут). Согласно документам Министерства торговли и промышленности и Норвежского нефтяного директората, скважины ВДВТ имеют давление более или равное 70 МПа (690 бар или 10 000 фунтов на квадратный дюйм) и температуру, превышающую 150 °C (302 °F) [30].

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ

Строительство скважин ВДВТ сопряжено с многочисленными экономическими, техническими, эксплуатационными проблемами, проблемами охраны труда. Большинство из них связаны с механическими характеристиками материалов, проявляющимися в экстремальных условиях и чрезмерных нагрузках. Исследования показывают, что на скважины ВДВТ проявляются следующие особенности [31–36]:

• 1.    Высокие затраты и бюджет, обусловленные суровыми условиями эксплуатации, специфическим необходимым оборудованием, большими объемами цемента и/или бурового раствора, незапланированными мероприятиями, длительной эксплуатацией буровой установки, увеличением количества прихватов труб на 30% по сравнению с обычным бурением, более частыми выбросами (выше в 2 раза при расчете на скважину) и большими простоями (в 3 раза больше, чем при обычном бурении).

• 2.    Узкая граница между поровым давлением и градиентом трещинообразования, а иногда ее отсутствие создает множество проблем, особенно в пластах с аномально высоким пластовым давлением. В них легко возникают скачки давления, сложно обеспечить точное моделирование буровых растворов, а аварийность при управлении скважиной составляет от 100 до 200% по сравнению с обычными условиями.

• 3.    Тепловое воздействие, высокая температура в скважинах ВДВТ может существенно повлиять на стабильность ствола скважины и привести к значительному снижению предела прочности обсадной колонны из-за высокого гидростатического давления в стволе скважины (внутреннего давления), действующего на внутренние стенки обсадной колонны, в дополнение к повышенной температуре, приводящей к значительному тепловому расширению материалов. В зависимости от твердости горной породы, изменение температуры на 0,55 °C (1 °F) вызывает напряжение растяжения или сжатия на 3–8 фунтов на квадратный дюйм. В скважинах HPHT с изменением напряжения более 6,8 МПа (1000 фунтов на квадратный дюйм) возможно охлаждение или нагрев на 38–49 °C (100–120 °F).

• 4.    В скважинах ВДВТ статическое и/или динамическое осаждение барита является распространенной проблемой. Это явление вызывается потерей циркуляции, крутящим моментом и лобовым сопротивлением, колебаниями и другими операциями, которые требуют, чтобы буровой раствор оставался неподвижным в течение длительного периода времени.

• 5.    Чтобы избежать резкого повышения давления в скважинах ВДВТ, важно отслеживать давление, необходимое для разрушения структуры бурового раствора и возобновлять циркуляцию плавно.

• 6.    Чтобы расширить возможности технологий каротажа, скважины ВДВТ требуют постоянного

• 7.    Соединения обсадных труб в скважинах ВДВТ должны быть тщательно подобраны, особенно для трапециевидной резьбы, в том числе в части разработки и применения специальных смазочных материалов, поскольку при высоких температурах и давлении смазка может просачиваться по спиральному каналу резьбы, вызывая потерю герметичности соединений в целом.

совершенствования. Оборудование для каротажа в этих скважинах сталкивается с многочисленными проблемами, связанными с давлением и температурой, особенно критично в сочетании с присутствием газа H2S.

Совершенно очевидно, что все эти факторы так или иначе влияют на процесс цементирования. О.А. Сануаде и др. [36], Фатиме и др. [14], Аль-Багури и др. [37] продемонстрировали, что в условиях ВДВТ более высокие концентрации углеводородов (например, метана, пропана и этана) создают значительные проблемы для отрасли. Это связано с тем, что эти углеводороды более летучие, чем жидкие углеводороды. В результате они могут попасть в микроканалы или трещины в цементной оболочке, давление изменится, что может поставить под угрозу безопасность скважин, устьевого оборудования и персонала. В основном для цементирования ВДВТ требуются эффективные добавки. Фильтрующие добавки, которые также снижают риск миграции газа и улучшают сцепление с цементом, пользуются большим спросом. Кроме того, иногда бывает сложно обеспечить надлежащую зональную изоляцию с помощью цемента. Механические повреждения, химические воздействия, проблемы с долговечностью, длительное давление в обсадной колонне, усадка и утечки – все это проблемы, связанные с сохранением целостности скважины.

С другой стороны, толстая глинистая корка на стенках может привести к ослаблению адгезии цемента, нарушая целостность крепи скважины. Чтобы решить эту проблему, Сайрам и др. [38] отметили, что во время операций цементирования крайне важно подготовить поверхность обсадной колонны и ствол скважины к приему цементного раствора. Перед цементированием необходимо тщательно очистить и смочить водой поверхность обсадной колонны, чтобы обеспечить идеальную прочность сцепления и долговременную целостность ствола скважины. Перед нанесением цемента часто используют разделительные жидкости для очистки поверхностей обсадной колонны и ствола скважины для сведения к минимуму прямого контакта цемента с буровыми растворами.

Аль-Багури и др. [39], Юп и др. [40] и Сивей и др. [41] изучали тепловое воздействие на цементный раствор. При температуре выше 110 °C и давлении

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ

Рис. 1. Фазы портландцемен-та/силиката кальция в зависимости от температуры [39]

до 51 Мпа (7400 фунтов на квадратный дюйм) происходит процесс, известный как «снижение прочности», в результате которого прочность цемента быстро снижается. Увеличение проницаемости цемента вызывается кристаллизацией фазы, богатой кальцием, в более плотные фазы, такие как α-C2SH [Ca2 (HSiO4) OH] или хиллебрандит [Ca2 SiO3 (OH)2], которые дают усадку, и впоследствии цемент теряет свою целостность. Использование кристаллического диоксида кремния для снижения молярного соотношения CaO/SiO2 (C/S) в портландцементе до менее чем 1,5 г/л (галлон на мешок) рекомендуется и эффективно применяется для минимизации снижения прочности. Добавление кремнеземной муки (35– 40%) обеспечивает постоянную прочность на сжатие и низкую проницаемость при температурах до 250 °C (см. рис. 1). В то же время Qinetal [12] отмечает, что, когда температура превышает 150 °C, введение 40% кремнеземной муки оказывается недостаточно для сохранения прочности и в нескольких недавних исследованиях было рекомендовано увеличить дозировку кремнеземной муки до 50–65% или более (при температурах выше 200 °C).

Вайдеман и др. [42] продемонстрировали (рис. 2) возможные каналы утечки вблизи ствола скважины, которые зависят от температуры циркуляции, внутреннего давления в обсадной колонне и гидростатического давления цемента в качестве условий эксплуатации. В зависимости от их местоположения утечки классифицируются как первичные или вторичные.

Первичные

• 1.    Неполное цементирование кольцевого пространства

• 2.    Отсутствие цементной пробки или пакера

• 3.    Разрушение обсадной колонны из-за осыпей и обвалов

• 4.    Плохое сцепление из-за глинистой корки

• 5.    Каналообразование в цементе

• 6.    Изначальная негерметичность в цементном слое

• 7.    Разрушение из-за растягивающих напряжений на границе "обсадная колонна-цемент-пласт"

• 8.    Трещины в цементном камне

• 9.    Химическое растворение и карбонизация цемента

• 10.    Износ или коррозия обсадной колонны

  

  Рис. 2. Схема межколонных перетоков [42]

  
  

Вторичные

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ

Действия и обстоятельства, возникающие во время первичного цементирования, приводят к возникновению основных каналов утечек, в то время как вторичные пути утечек возникают после завершения первичного цементирования. Возможно, что жидкость просачивается в ствол скважины или затрубное пространство по любому из этих путей утечек, что нарушает герметичность крепи. В некоторых случаях колебания температуры во время операций по цементированию могут привести к потере жидкости, появлению трещин в пласте или притоку пластовой жидкости из ближайших зон в последующем. Незначительное изменение давления жидкости может оказать долгосрочное влияние на способность стволов скважин выдерживать будущие нагрузки и напряжения, что приведет к значительному снижению надежности ствола скважины.

Добавки, модифицирующие частицы наноглины в скважинах ВДВТ

Структура наноглины

Наноглина – это пуццолановый материал, используемый для улучшения свойств цемента. Состоит из восьмислойной (октаэдрической) конструкции из оксида алюминия (AlO6), встроенной между четырьмя (тетраэдрическими) слоями кремния (SiO2), известной как пластинчатая структура. Средние размеры составляют 1 нм в толщину и 70–150 нм в ширину [43, 44]. Классифицируется в трех соотношениях: первое соотношение 1:1, один октаэдрический и один тетраэдрический слои соединяются друг с другом за счет ван-дер-ваальсовых сил притяжения и водородных связей, как в галлуазите и каолините. Вода не может проникнуть между слоями из-за проч- ности водородной связи; следовательно, каолинит обычно не набухает в воде. Внешняя поверхность галлуазитовых нанотрубок напоминает SiO2, в то время как внутренняя цилиндрическая сердцевина напоминает Al2O3, что может улучшить качество цементной матрицы [26, 45].

Второе соотношение составляет 2:1; две тетраэдрические пластины помещены в одну октаэдрическую пластину, такую как сепиолит и монтмориллонит. Монтмориллонит - это кристаллический водный филлосиликат с постоянным отрицательным зарядом, который уравновешивается межслойными обменными неорганическими катионами (Na+, Ca+2). Когда молекулы воды проникают внутрь, внешние слои монтмориллонита набухают и слабо удерживаются вместе слабыми Ван-дер-ваальсовыми силами. В результате, перед использованием в смесях на основе цемента, содержащих воду, наноразмер-ный монтмориллонит обычно подвергается химической обработке для придания ему гидрофобности путем катионного обмена. В-третьих, соотношение 2:1:1 (хлорит), который не считается глиной, рис. 3. Глины и глинистые минералы (аллофан, каолинит и монтмориллонит) нашли применение во многих областях благодаря их обилию (в почвах и донных отложениях), низкой стоимости и экологичности [45–48].

Эффект наноглины в скважинах ВДВТ

Операции по цементированию обеспечивают соответствие различным условиям эксплуатации скважин, таким как давление, температура, поток жидкостей или газов. При переходе температурного барьера в 110 °C фаза гидратации портландцемента значительно снижает сопротивление сжатию,

Рис. 3. Кристаллические структуры глинистых минералов: (a) соотношение Halloysite 1:1; (б) соотношение Montmorillonite 2:1 [48]

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ что со временем приводит к снижению прочности на сжатие и повышению проницаемости цементного камня [49]. Гель C–S–H и кристаллы портланди-та (CH), которые химически взаимодействуют друг с другом при нагревании, являются основными источниками прочности цементного теста на сжатие после его застывания. На свойства цементного теста после термической обработки, в первую очередь, влияют изменения содержания воды, а также разложение минералов при температурах выше 250 °C, теряется большая часть воды, связанная гидратами, содержащая Al2O3 и Fe2O3, а также примерно 20% связанной воды в C–S–H геле. Прочность на сжатие и изгиб камня заметно снижается [50, 51]. Чтобы решить эту проблему, наночастицы глины обладают достаточной прочностью и могут использоваться для создания внутреннего резервуара для воды. Это связано со способностью наноглины удерживать воду, что обеспечивает внутреннюю смачиваемость, усиливая аутогенное заживление [36].

Принимая во внимание этот подход, исследователи пришли к выводу, что наноглина обладает способностью повышать устойчивость цемента к карбонизации в геологических хранилищах углерода (GCS), таких как миграция CO2 в другие пласты и загрязнение подземных вод. Эта способность была подтверждена в ходе лабораторной работы Elkatatny и соавторов [52–54]. Ими отмечено, что погружение 1% монтмориллонита с ОРС (класс G) и 0,5 М (NaCl) в рассол, насыщенный CO2, на 5, 10, 20, 30 дней (время карбонизации) при температуре 95 °C, 130 °C и давлении 10 МПа (1450 фунтов на квадратный дюйм) уменьшает снижение давления при сжатии. Таким образом, прочность на разрыв повышается за счет уменьшения глубины карбонизации внутри цементной оболочки. Механизм повышения стойкости наноглины к карбонизации подтверждает снижение содержания портландита (CH) и проницаемости цемента с последующим увеличением содержания наиболее термодинамически стабильных гидратов силиката кальция (C–S–H) в образце, содержащем 1% NC (рис. 4).

Использование наноглины в высоких концентрациях приведет к агломерации наночастиц в смесях. Из-за таких скоплений образуются слабые зоны, которые препятствуют образованию однородных гидратных образований и резко уменьшают устойчивость к снижению прочности цемента при высоких температурах. Особенно это касается скважин, где применяется закачка пара для повышения нефтеотдачи пластов (EOR), поскольку закачиваемый пар может снижать вязкость нефти, увеличивая ее подвижность и, в конечном счете, добычу нефти. Этому были посвящены две статьи, представленные Махмудом и соавторами [55, 56], которые отмечают,

Рис. 4. Эффект от применения наноглины – уменьшение области карбонизации в образцах цемента: а) образец цемента с 0% наноглины; б) образец цемента с 1% наноглины [52]

что шесть образцов цемента (4 образца, содержащие 1, 2, 3 и 4% БВОЦ наноглины с добавлением 35% БВОЦ кремнеземной муки, один образец цемента с добавлением 35% кремнеземной муки и последний образец без наноглины и кремнеземной муки) отверждались (7 и 28 дней) при температуре 38 °С и 300 °C.

Результаты показали, что использование наноглины (до 3%) может предотвратить разрушение цемента нефтяной скважины в условиях высоких температур. Оплавление наноглины (более 3%) серьезно повредило решетчатую микроструктуру бетона из-за агломерации наночастиц. Уплотнение частиц наноглины улучшило все реологические свойства бетонного раствора. Микроскопические исследования подтвердили, что наноглина с содержанием (≤ 3%) улучшает заполнение порового пространства цементной матрицы, в то время как наноглина с содержанием (≥ 3%) влияет на структуру цемента, увеличивая концентрацию порового пространства и увеличивая проницаемость (рис. 5).

Наноглина обладает способностью быстро повышать прочность при сжатии, и ее добавление повлияло на реологические свойства цемента, особенно на пластическую вязкость PV (высокая PV делает цемент более пригодным для вытеснения бурового раствора), предел текучести YP (при высокой YP перекачка цемента становится более эффективной) и прочность геля (показатель сил притяжения между

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ

Рис. 5. Оптические микроскопические изображения образцов цемента, подвергнутых воздействию температуры 300 °C, где S-кремнеземная мука, наноглина NCis [56]

частицами, которые вызывают гелеобразование при прерывании потока). Исследователи доказали, что добавление наноглины в количестве (1–3%) повышает прочность на сжатие до величины, достаточной для поддержания стальной обсадной колонны при давлении 20 МПа (3000 фунтов на квадратный дюйм) и температуре 140 °C. При тех же условиях пластическая вязкость, предел текучести и прочность геля увеличивались при использовании наноглины (см. табл. 2 и 3) [57].

Это показало, что частицы наноглины обладают способностью уменьшать потерю жидкости и предотвращать прорыв на более длительный период, закупоривая поры в цементном растворе по сравнению с обожженной глиной. Тем не менее, в отношении прочности на сжатие, пластической вязкости и предела текучести обожженная глина более эффективна по сравнению с наноглиной. Это подтверждено в исследовательской работе, представленной М. Муртазой с соавторами [58]. 2%-ная обожженная глина обеспечивает более высокую пластическую вязкость и предел текучести. Обожженная глина имела более высокую прочность на сжатие после 5 дней отверждения в условиях высокого давления и высокой температуры, чем наноглина и цементные смеси класса G (рис. 6).

Таблица 2

Реология цемента, смешанного с наноглиной при температуре (3000 psi и 140 °C)

Свойства	Смесь класса G	Базовая смесь	1% наноглины	2% наноглины	3% наноглины
Пластическая вязкость (cp)	32,2	131,1	205,5	229	244,6
Предел текучести (Ibf /100ft2)	16,4	9,6	9,4	12,6	16,4

Таблица 3

Прочность цемента, смешанного с наноглиной

Прочность геля Ibf/100ft2	Смесь класса G	Базовая смесь	1% наноглины	2% наноглины	3% наноглины
10 – сек	7	9	9.5	10	13
10 – мин	20	27	27	29	35

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ

Рис. 6. Результаты определения прочности при одноосном сжатии цементных растворов на основе обожженной глины(CC) и наноглины(NC), отвержденных в течение 5 дней

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В статье представлено обобщение проблем цементирования скважин в условиях ВДВТ, а также влияние наноглины на эти процессы. Скважины ВДВТ связаны с многочисленными экономическими, техническими, эксплуатационными проблемами и проблемами охраны окружающей среды, а также проблемами высоких давления и температуры, рисками потери циркуляции бурового раствора, высокой эквивалентной плотности циркуляции, низкой эффективностью очистки, износом обсадных колонн. Известно, что все эти факторы так или иначе влияют на нарушение процесса цементирования. Тепловое воздействие приводит к снижению прочности цемента при переходе температурного барьера в 110 °C, а фаза гидратации портландцемента значительно снижает сопротивление сжатию из-за изменения содержания воды, что со временем приводит к снижению прочности при сжатии и повышению проницаемости камня.

Согласно проведенному исследованию, наночастицы глины обладают достаточной прочностью, что позволяет значительно снизить влияние температуры и давления в скважинах ВДВТ. Наноглина может быть использована для создания внутреннего «резервуара» для воды. Это связано со способностью наноглины удерживать воду, которая обеспечивает увлажнение, ускоряет самовосстановление, способствует улучшению механических (наноглина обладает способностью повышать прочность при сжатии на ранних стадиях) и особенно реологических свойств (пластическая вязкость, предел текучести и прочность геля) цементного раствора. Кроме того, наноглина обладает способностью повышать стойкость цемента к карбонизации в геологических хранилищах углеводородов, таких как миграция CO2 в другие пласты и загрязнение грунтовых вод. Она также может выступать в качестве пластификатора благодаря наличию кремния в ее химическом составе.

Скважины ВДВТ по-прежнему представляют собой множество сложных проблем и опасностей, которые не решаются традиционными методами при строительстве скважин. Даже при использовании наноматериалов трудно определить оптимальное количество наночастиц для использования в таких условиях, но исследователи согласны с тем, что необходимо использовать небольшие количества.