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. Тампонажный раствор содержит ингредиенты в следующем соотношении, мас.%: портландцемент тампонажный 36,47-57,34; алюмосиликатные полые микросферы 6,47-17,65; карбоалюминатная добавка 1,18-2,67; гипс 1,18-2,67; вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - остальное. Технический результат - увеличение прочности цементного камня при одновременном снижении плотности тампонажного раствора, расширение камня в пределах 0,1-0,3. 3 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 тампонажный цемент, облегчающую добавку - продукт флотации золы-уноса и воду /А.с. N1573141, кл. E 21 B 33/138, опубл. 23.06.90, бюл. N 23/.

Недостатком известного облегченного тампонажного раствора является отсутствие расширения тампонажного камня, и, как следствие, плохое сцепление камня с колонной, приводящее к межколонным перетокам.

Наиболее близким по составу и назначению является облегченный тампонажный раствор, содержащий тампонажный портландцемент, золу-унос, гидросил, сульфатсодержащий компонент и воду / А.с. N 1802087, кл. E 21 B 33/138, опубл. 15.03.93, бюл. N 10/.

Недостатком известного раствора является очень низкая прочность цементного камня, которая составляет 0,6-1,2 МПа при плотности раствора 1,48-1,52 г/см3, поэтому с добавкой золы-уноса невозможно получить тампонажный раствор плотностью менее 1,48 г/см3, удовлетворяющий требованиям ГОСТ.

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 расширяющегося тампонажного раствора высокой прочности при снижении плотности раствора до 1,24 г/см3.

Сущность изобретения заключается в том, что заявляемый облегченный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, облегчающую добавку, расширяющий компонент и жидкость затворения, в отличие от известного содержит в качестве облегчающей добавки алюмосиликатные полые микросферы, а в качестве расширяющего компонента - карбоалюминатную добавку и гипс при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Портландцемент тампонажный - 36,47 - 57,34 Алюмосиликатные полые микросферы - 6,45 - 17,65 Карбоалюминатная добавка - 1,18 - 2,67 Гипс - 1,18 - 2,67 Вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - Остальное Таким образом, сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый облегченный тампонажный раствор отличается от известного введением новых компонентов - алюмосиликатные полые микросферы и карбоалюминатная добавка в смеси с гипсом при вышеприведенном соотношении компонентов, 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; Fe2O3 1,8-2,0; CaO 1-5; MgO 0,5-1,5; 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.

Карбоалюминатную добавку получают в качестве попутного продукта способом гидрохимического синтеза из щелочно-карбоалюминатных растворов и извести при комплексной переработке нефелинов на глинозем высших сортов, содопродукты и цемент. Карбоалюминатная добавка состоит преимущественно из гидрокарбоалюминатов кальция, которые представляют собой ненасыщенные твердые растворы ангидрида угольной кислоты в четырехкальциевом гидроалюминате ориентировочной формулы 4CaO Al2O3 (0,25-1,25)CO2 (11-12)H2O. В качестве примесных фаз присутствуют карбонат кальция, гидроалюминаты и низконасыщенные гидрогранаты кальция. Действие карбоалюминатной добавки при твердении составов основывается на химическом взаимодействии гидрокарбоалюмината кальция и гипса с образованием эттрингита.

Образование этого соединения на определенных этапах формирования цементного камня обусловливает компенсацию естественной усадки цементного камня, фиксированное расширение цементного камня в требуемых пределах, а также уплотнение его структуры. Образование эттрингита происходит в ранние сроки твердения, что обеспечивает рост прочности образующегося камня.

Сравнительные данные свойств известного состава тампонажного раствора приведены в табл. 1, а заявляемого в предельных (составы 1-12) и запредельных значениях ингредиентов (составы 13-16) приведены в табл. 2 и 3.

В представленных экспериментальных данных использовали портландцемент тампонажный ПЦТ 1-50 по ГОСТ 1581-96, алюмосиликатные полые микросферы по ТУ 21-22-37-94, карбоалюминатную добавку по ТУ 5743-066-00194027-94, гипс по ГОСТ 125-79, хлористый кальций по ГОСТ 450-77 и воду водопроводную по ГОСТ 2874-82.

Сравнение с известным раствором происходит по плотности тампонажного раствора. Все составы (известные и заявляемые) имеют одинаковые условия твердения, образцы до испытания находятся в ванне с водой при температуре 20oC.

Определение основных свойств облегченного тампонажного раствора и камня производили при температуре 202oC и атмосферном давлении в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 "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, расширение тампонажного камня в процессе твердения - с помощью прибора системы ГОИ (государственный оптический институт).

Облегченный тампонажный раствор готовят следующим образом. Необходимое количество карбоалюминатной добавки смешивают с гипсом и цементом, затем добавляют облегчающую добавку - алюмосиликатные полые микросферы в заданных соотношениях. Сухую тампонажную смесь затворяют водой или 4% раствором CaCl2 в зависимости от условий цементирования скважины. При цементировании кондуктора (зона ММП) применяют облегченный тампонажный раствор, затворенный раствором CaCl2, а при креплении эксплуатационной колонны используют облегченный тампонажный раствор, затворенный на воде.

Пример. Для приготовления 1 кг тампонажного раствора (состав 8, табл. 2) необходимо взять 24,2 г карбоалюминатной добавки, смешать ее с 24,2 г гипса и с 436,4 г цемента, затем добавить 121,2 г алюмосиликатных полых микросфер и полученную сухую смесь затворить 394,0 г 4% раствором CaCl2. Состав перемешивают 3 мин, после чего определяют плотность и растекаемость. Раствор заливают в формы для определения сроков схватывания, расширения, предела прочности камня на изгиб. После определения сроков схватывания и до времени испытания на изгиб и расширение образцы хранят в воде при температуре 202oC. Камень испытывают на прочность через 2 сут. и на расширение через 2, 7 и 14 сут.

Результаты испытаний приведены в табл. 2 и 3. Приготовленный состав 8 имеет плотность 1,40 г/см3, растекаемость 24 см, начало схватывания через 4 ч 05 мин, конец схватывания 5 ч 00 мин, предел прочности камня на изгиб составляет через 2 сут. 2,1 МПа, расширение через 2 сут. составляет 0,22%, через 7 сут. 0,26%, через 14 сут. 0,26%. 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 таблиц, заявляемый тампонажный раствор обладает высокой прочностью цементного камня, которая значительно выше, чем у известного раствора. Так, при плотности тампонажного раствора 1,26 г/см3 прочность камня составляет 1,3 МПа (состав 10), тогда как у известного раствора даже при плотности 1,60 г/см3 прочность камня 0,6-1,0 МПа. Кроме того, заявляемый тампонажный раствор обладает значительным расширением. Так, уже через 2 сут. твердения цементный камень имеет расширение от 0,10 до 0,22%, через 7 сут. - от 0,14 до 0,26% и от 0,18 до 0,26% через 14 сут. твердения при граничных значениях портландцемента от 36,47 до 57,34 мас.%, алюмосиликатных полых микросфер от 6,45 до 17,65 мас.%, карбоалюминатной добавки и гипса от 1,18 до 2,67 мас. %, воды или раствора CaCl2 от 33,33 до 41,18 мас.%. При этом сохраняются основные технологические параметры (сроки схватывания тампонажного раствора и его растекаемость).

При содержании в растворе алюмосиликатных полых микросфер менее 6,45 мас. % (состав 13 табл. 2) возрастает плотность тампонажного раствора (1,70 г/см3), которая не удовлетворяет требованиям ГОСТ на облегченный тампонажный раствор, а при содержании микросфер более 17,65 мас.% (состав 14) резко снижается прочность камня на изгиб.

При увеличении содержания в растворе карбоалюминатной добавки (более 2,67 мас.%) (состав 15 табл. 2 и 3) раствор теряет подвижность (растекаемость 18 см), а при уменьшенном содержании карбоалюминатной добавки уменьшается расширение камня (состав 16).

Предлагаемый тампонажный раствор позволяет повысить качество крепления скважин и предотвратить газонефтепроявления за счет эффекта расширения и более высокой прочности тампонажного камня.

Формула изобретения

Облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающий материал, расширяющий компонент и жидкость затворения, отличающийся тем, что в качестве обегчающей добавки он содержит алюмосиликатные полые микросферы, а в качестве расширяющего компонента - карбоалюминатную добавку в смеси с гипсом при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Портландцемент тампонажный - 36,47 - 57,34 Алюмосиликатные полые микросферы - 6,45 - 17,65
Карбоалюминатная добавка - 1,18 - 2,67
Гипс - 1,18 - 2,67
Вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - Остальноев

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

NF4A Восстановление действия патента

Дата, с которой действие патента восстановлено: 20.11.2011

Дата публикации: 20.11.2011




 

Похожие патенты:

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

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

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 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 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 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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов во время их первичного вскрытия

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн

Изобретение относится к области нефтедобывающей и нефтехимической промышленности и может быть использовано для защиты нефтепромыслового и нефтехимического оборудования от коррозии, а также для изоляции и крепления скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к тампонажным цементным растворам
Наверх