Облегченный тампонажный раствор

 

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород. Облегченный тампонажный раствор содержит ингредиенты в следующем соотношении, мас. %: портландцемент тампонажный 38,89-58,07; алюмосиликатные полые микросферы 6,45-17,14; глинопорошок 0,71-1,78; вода остальное. При затворении тампонажного раствора с облегчающей добавкой - алюмосиликатными полыми микросферами на глинистой суспензии, содержащей глинопорошок и воду, достигается технический результат - снижение плотности тампонажного раствора до 1,25 г/см3 при одновременном увеличении растекаемости раствора, улучшении седиментационной устойчивости и обеспечении остальных технологических параметров раствора и камня. 2 табл.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород, а также наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП).

Известен облегченный тампонажный раствор, включающий портландцемент, облегчающую добавку - золу-унос, сульфат натрия и/или кальция, гидросил и воду /авт.св. N 1802087, кл. E 21 В 33/138, опубл. 15.03.93, бюл. N 10/.

Недостатком известного облегченного тампонажного раствора является низкая растекаемость, которая находится в пределах 18 - 20 см, тогда как ГОСТ 1581-91 требует не менее 20 см, кроме того, невозможно получить плотность раствора ниже 1,48 г/см3, т.к. даже при этой плотности камень имеет очень низкую прочность (0,6-1,0 МПа).

Наиболее близким по составу и назначению является облегченный тампонажный раствор, содержащий тампонажный цемент, продукт флотации золы-уноса и воду /авт.св. N 1573141, кл. E 21 В 33/138, опубл. 23.06.90, бюл. N 23/.

Недостатком известного раствора является также низкая растекаемость, которая находится в пределах 19 - 19,5 см. Увеличением водосмесевого отношения растекаемость раствора улучшить нельзя, т.к. резко увеличивается водоотделение, которое недопустимо при цементировании колонн в многолетнемерзлых породах.

Задачей изобретения является повышение качества цементирования скважин за счет подъема облегченного тампонажного раствора в одну ступень до устья как сеноманских, так и валанжинских скважин и предотвращения тем самым гидроразрыва пласта, который зачастую наблюдается при прямом и обратном цементировании.

Техническим результатом заявляемого изобретения является разработка облегченного тампонажного раствора плотностью от 1,60 до 1,25 г/см3 с улучшенной подвижностью (растекаемостью) раствора при отсутствии водоотделения.

Сущность изобретения заключается в том, что заявляемый облегченный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, облегчающую добавку и жидкость затворения, в отличие от известного содержит в качестве облегчающей добавки алюмосиликатные полые микросферы, а в качестве жидкости затворения - глинистую суспензию, содержащую глинопорошок и воду, при следующем соотношении ингредиентов, маc.%: Портландцемент тампонажный - 38,89 - 58,07 Алюмосиликатные полые микросферы - 6,45- 17,14 Глинопорошок - 0,71-1,78 Вода - Остальное Таким образом, сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый облегченный тампонажный раствор отличается от известного введением новых компонентов - алюмосиликатных полых микросфер и глинопорошка при вышеприведенном соотношении ингредиентов, т.е. заявляемое изобретение отвечает критерию "новизна".

Поскольку использование изобретения позволяет осуществить существующую потребность, заявляемое изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень".

Алюмосиликатные полые микросферы выпускаются по ТУ 21-22-37-94 и представляют собой легкий сыпучий порошок серого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы размером в пределах 30-350 мкм, химический состав оболочки микросфер, мас.%: SiO2 50-60; Al2O3 25-35; Fe2O 1,8-2,0; CaO 1-5; MgO 0,5- l, 5; Na2O 0,3-1,5; K2O 0,2-2,9. Алюмосиликатные микросферы получают из водной суспензии золы тепловой электростанции и используют при производстве теплоизоляционных материалов.

Глинопорошок выпускается по ТУ 39-01-08-658-81 и применяется для приготовления глинистых буровых растворов.

Сравнительные данные свойств известного состава тампонажного раствора приведены в табл. 1, а заявляемого в предельных (составы 1-10) и запредельных значениях ингредиентов (составы 11-14) приведены в табл.2.

В представленных экспериментальных данных использовали портландцемент тампонажный ПЦТ ДО-50 по ГОСТ 1581-91, алюмосиликатные полые микросферы по ТУ 21-22-37-94, глинопорошок по ТУ 39-01-08-658-81 и воду водопроводную по ГОСТ 2874-82.

Определение основных свойств облегченного тампонажного раствора и камня производили при температуре 202oC и атмосферном давлении в соответствии ГОСТ 26798.0 - ГОСТ 26798.2-85 "Цементы тампонажные. Методы испытаний". Плотность тампонажного раствора определяли пикнометром, растекаемость - по конусу АзНИИ, сроки схватывания - иглой Вика, предел прочности камня на изгиб - на испытательной машине МИИ-100, предел прочности камня на сжатие - на гидравлическом прессе П-10, водоотделение тампонажного раствора определяли через 2 ч нахождения в покое.

Облегченный тампонажный раствор готовили следующим образом. Сначала готовили жидкость затворения: брали расчетное количество воды, в которую вводили необходимое количество глинопорошка, и перемешивали в лабораторной мешалке до получения однородной суспензии. Затем готовили сухую смесь цемента и облегчающей добавки - алюмосиликатных полых микросфер в заданных соотношениях. Сухую тампонажную смесь затворяли заранее приготовленной жидкостью затворения.

Пример. Для приготовления 1 кг тампонажного раствора (состав 3, табл.2) необходимо взять 367,5 г воды, в которую ввести 7,5 г глинопорошка, перемешать на лабораторной мешалке до получения однородной суспензии, затем приготовить сухую тампонажную смесь из 500 г цемента и 125 г алюмосиликатных полых микросфер, которую затворить заранее приготовленной глинистой суспензией. Состав перемешивают 3 мин, после чего определяют плотность и растекаемость. Раствор заливают в два цилиндра для определения водоотстоя и в формы для определения сроков схватывания, предела прочности камня на изгиб и сжатие. После определения сроков схватывания и до времени испытания на изгиб и сжатие образцы хранят в воде при температуре 202oC. Камень испытывают на прочность через 2 сут.

Результаты испытаний приведены в табл. 2. Приготовленный состав 3 имеет плотность 1,40 г/см3, растекаемость 22 см, начало схватывания через 8 ч 15 мин, конец схватывания 9 ч 55 мин, предел прочности камня на изгиб составляет через 2 сут. 2,0 МПа, а на сжатие - 6,5 МПа, водоотделение - 0,0%. Примеры приготовления и испытания остальных составов, приведенных в табл. 2, аналогичны вышеописанному.

Для выявления отличительных признаков и положительного эффекта изменяли массовые соотношения ингредиентов в широком интервале значений.

Как видно из таблицы, заявляемый тампонажный раствор обладает лучшей растекаемостью, чем ранее известный, при этом водоотделение отсутствует и только при увеличении количества воды до 42,0% (добавка глинопорошка 0,86% - состав 5) водоотделение составляет 1,0%; при количестве воды 42,67% (добавка глинопорошка 1,78% - состав 10) водоотделение - 0,5%, тогда как при простом увеличении количества воды до 37,5%, без добавки глинопорошка, резко увеличивается водоотделение тампонажного раствора и составляет 4% (состав 13), что недопустимо при цементировании скважин в ММП.

При этом заявляемый тампонажный раствор удовлетворяет требованиям ГОСТ 1581-91 по всем основным технологическим параметрам (сроки схватывания, предел прочности камня на изгиб, на сжатие).

При содержании в растворе алюмосиликатных полых микросфер менее 6,45 мас. % (состав 11, табл. 2) возрастает плотность тампонажного раствора (1,72 г/см3), которая не удовлетворяет требованиям ГОСТ на облегченный тампонажный раствор, а при содержании микросфер более 17,14 мас.% (состав 12) камень теряет прочность, которая также не удовлетворяет требованиям ГОСТ.

При увеличении содержания в тампонажном растворе добавки глинопорошка (более 1,78 мас.%) резко увеличивается водопотребность раствора и, как следствие, удлиняются сроки схватывания раствора (состав 14, табл. 2).

Предлагаемый облегченный тампонажный раствор позволяет повысить качество крепления колонн, т.к. раствор седиментационно устойчив, без водоотделения, что очень важно при креплении скважин с низкими положительными и отрицательными температурами окружающих пород.

Формула изобретения

Облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающую добавку - полые микросферы и жидкость затворения, отличающийся тем, что в качестве облегчающей добавки содержит алюмосиликатные полые микросферы, а в качестве жидкости затворения используется глинистая суспензия, содержащая глинопорошок и воду, при следующем соотношении ингредиентов мас. %: Портландцемент тампонажный - 38,89 - 58,07 Алюмосиликатные полые микросферы - 6,45 - 17,14 Глинопорошок - 0,71 - 1,78
Вода - Остальноен

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

PC4A - Регистрация договора об уступке патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:
Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз"

(73) Патентообладатель:
Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз"

(73) Патентообладатель:
Открытое акционерное общество "Газпром"

Договор № РД0061098 зарегистрирован 01.03.2010

Извещение опубликовано: 10.04.2010        БИ: 10/2010



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для временной изоляции продуктивного пласта при ремонтно-восстановительных работах в скважине

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано в нефтегазовой промышленности и горном деле для изоляции зон интенсивных водопритоков и поглощений

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а именно к тампонажным материалам для изоляции водоносных пластов от нефтяных

Изобретение относится к области нефтедобычи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов
Изобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к изоляции высокопроницаемых обводненных интервалов пласта в добывающих и нагнетательных скважинах

Изобретение относится к составам облегченного тампонажного материала и может быть использовано для цементирования скважин, в том числе при низких температурах до -10°С

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляционных работ в скважине, и направлено на улучшение технологических качеств состава

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при сооружении и ремонте скважинных глубинных анодных заземлений, а также при оценке качества крепления скважин с помощью электрокаротажа

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам, используемым для цементирования скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении изоляционных работ в скважине путем установки цементных мостов балансовым способом

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к области производства специальных цементно-тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к способам воздействия на нефтяные пласты для повышения нефтеотдачи
Наверх