ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Исследование процессов сероводородной коррозии тампонажных материалов Агзамов из "Нефть и газ на старте XXI века" Наиболее опасными составляющими на месторождениях нефти и газа являются сероводород и углекислота, содержание которых может доходить до 40%, Они могут быть в газообразном или растворенном в нефти состоянии. Из двух кислых газов большие проблемы создает сероводород, который является отравляющим веществом для персонала, агрессивен по отношению к буровому оборудованию, промывочным жидкостям и тампонажным материалам. [c.50] Опыт разбуривания Прикаспийских месторождений нефти и газа позволяет говорить о решении вопросов борьбы с сероводородом в процессе проводки скважины применением соответствующих поглотителей и нейтрализаторов, вводимых в промывочные жидкости. [c.50] В то же время имеющиеся технологии не решают проблемы долговременного сохранения недр и окружающей среды, так как один из элементов крепи скважины, представленный цементным камнем, весьма уязвим и недостаточно надежен. Анализ состояния фонда скважин по многим месторождениям, имеющим межколонные давления, подтверждает слабость цементного камня к сероводородной агрессии. [c.50] Сероводород более агрессивен, чем углекислый газ по отношению к портландцементному камню, благодаря способности участвовать в окислительно-восстановительных реакциях. [c.50] Ранее проведенные термодинамические расчеты позволили выявить наиболее устойчивые к действию сероводорода продукты твердения цементного камня. Однако механизм поражения цементного камня существенно зависит от его агрегатного состояния. При газовой сероводородной агрессии механизм поражения носит объемный характер, разрушение сопровождается объемными изменениями камня. Кислород, попадающий в пласты, усиливает процесс поражения, благодаря образованию гипса и гидросульфоалюминатов в порах цементного камня. [c.50] Принципы выбора тампонажных материалов должны учитывать агрегатное состояние сероводорода (газообразный или растворенный), так как механизм поражения камня при этом различен. В результате проведенных в УГНТУ работ обоснованы критерии для выбора тампонажных материалов (табл. 1). [c.51] Поскольку процесс разрушения носит объемный характер, был проведен расчет изменения объемов исходных фаз продуктов твердения после их взаимодействия с сероводородом (табл. 3). [c.53] Из нее видно, что только при образовании СаЗ из реакции ксо-нотлита (СйЗбН) с сероводородом и сульфида железа из реакции оксида железа с сероводородом объем продуктов реакции больше объема исходных веществ, вступивших в реакцию. Однако, если сравнить его с объемом пор в цементном камне, то легко показать, что даже в камне с максимальной степенью гидратации объем пор всегда больше, чем объем возникших продуктов коррозии. [c.53] Мы считаем, что продукты коррозии накапливаются только в порах с большим капиллярным потенциалом. Если размер поры меньше, чем размер образующегося продукта коррозии, то условий для осаждения продуктов коррозии нет. Для каждого вида продукта коррозии существует определенная зона размеров пор, в которых накапливаются нерастворимые компоненты реакции, приводящие к возникновению внутренних растягивающих напряжений в этих порах и, как следствие, к разрушению камня. Косвенным доказательством данной гипотезы служат результаты исследований, показавших, что в химическую реакцию, приводящую к объемному разрушению камня, вступает незначительная (3-10%) часть продуктов твердения. [c.53] В связи с изложенным, нами предлагается следующий механизм газовой сероводородной Коррозии цементного камня. [c.53] Представим пору цементного камня в виде капилляра с переменным сечением (рис. 1). [c.54] Если поровое пространство состоит из капилляров разных размеров, то в зависимости от влажности окружающей среды изменяется степень заполнения камня влагой. Для любой конкретной влажности существует определенный радиус пор (г), при котором все поры меньше этого размера будут заполнены влагой за счет самопроизвольной конденсации. При этом газ, проникая по открытым порам вглубь камня, достигает перемычки (поровой жидкости) и начинает растворяться в ней. Поровая жидкость содержит определенное количество Са(ОН)2 (0,06+1,2 г/л) в зависимости от основности продуктов твердения. Растворяясь в поровой жидкости, Н2 8 диссоциирует, в результате чего в растворе появляются ионы, Н8 , 8 . Причем концентрация 8 максимальна там, где наибольшая pH. В свою очередь, гидроксид кальция в поровой жидкости также находится в диссоциированном (на ионы и ОН ) состоянии, с максимальной концентрацией вблизи твердой фазы, с которой находится в равновесии. В результате химической реакции между ионом 8 - и Са образуется Са8, но поскольку для его кристаллизации (выпадение в осадок) необходим определенный размер поры, то Са8 будет образовываться только в этом месте, а в остальном объеме поры СаБ будет находиться в диссоциированном виде. Убыль Са и 8 в результате реакции смещает химическое равновесие между газом и жидкостью и твердой фазой. [c.54] Ускорение описанных процессов в присутствии углеводородов объясняется повышенной растворимостью сероводорода в конденсате по сравнению с его растворимостью в воде. С увеличением температуры растворимость газа в воде уменьшается и становится равной нулю при температуре 104°С, в то время как растворимость сероводорода в нефти (углеводородной среде) при этой температуре еще довольно высокая и почти не снижается с дальнейшим повышением температуры. [c.55] Коэффициент физико-химической неоднородности растущего кристалла и препятствия ( ) характеризует степень сродства между веществом ндвообразования и его подложкой. [c.56] Присутствие углеводородов в порах камня снижает величину коэффициента неоднородности растущего кристалла и препятствия, так как кристаллы сульфида кальция обладают большей степенью химического сродства к поверхности, покрытой пленкой углеводородов, чем к собственно составляющим цементного камня. При этом неизбежно повышается давление кристаллизации продуктов коррозии на стенки пор камня. [c.57] Справедливость этих выводов получила экспериментальное подтверждение. Было показано, что под влиянием криденсатных паров намного быстрее происходит снижение прочности цементного камня, он раньше растрескивается и полностью разрушается. [c.57] Анализ работ, посвященных изучению процесса сероводородной коррозии цементного камня, показывает, что в большинстве своем они не моделируют реальные условия твердения цементного раствора. По существующим методикам сначала изготавливаются образцы из цемента, твердеющие определенное время при заданных условиях (температура, давление, влажность). Затем образцы цементного камня устанавливаются в агрессивную среду (газ, жидкость) и изучается процесс коррозии цементного камня, то есть в коррозионно-активную среду устанавливают готовое изделие. Отличие цементного камня, находящегося в скважине, состоит в том, что цементный раствор твердеет в контакте с агрессивным флюидом, начиная с первых минут после его транспортировки в скважину. [c.57] В результате взаимодействия вяжущего с водой образуются новые фазы, причем объем новой фазы меньше суммарного объема вяжущего и воды за счет перехода части воды в химически связанное состояние и изменения своей плотности, т. е. наблюдается контракция. Возникший дефект объема обусловливает появление вакуума в структуре твердеющего раствора, что, в свою очередь, приводит к всасыванию контактирующего с цементным камнем флюида. При наличии в пластовом флюиде агрессивных компонентов они начинают разрушать цементный камень, начиная с самых ранних стадий твердения, когда его структура еще не успела упрочниться. [c.57] Специфика агрессивного агента, воздействующего на цементный камень в условиях скважины, заключается в том, что он находится в таком же капиллярно-пористом теле (породе), как и цементный камень. Это накладывает существенные изменения на модель коррозии цементного камня. С учетом падения концентрации агрессивного агента на границе контакта тампонажного камня с породой, расходования агрессора в приграничной зоне, агрессивный компонент будет подводиться к цементному камню через слой породы. [c.58] Вернуться к основной статье