Утяжеленный расширяющийся тампонажный раствор

 

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании и креплении обсадных колонн в глубоких нефтяных скважинах в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур. Утяжеленный расширяющийся тампонажный раствор содержит ингредиенты в следующем соотношении, мас. %: портландцемент тампонажный 20,50 - 36,55, железорудный концентрат 46,60 - 33,55, феррохромлигносульфонат 0,35 - 0,15, порошок магнезитовый каустический 6,00 - 3,00; вода остальное. Технический результат - повышенное равномерное расширение тампонажного раствора и камня во времени, увеличение прочности контакта с металлом обсадных труб. 2 табл.

Изобретение относится к утяжеленным расширяющимся тампонажным растворам, используемым при цементировании и креплении обсадных колонн в глубоких нефтяных и газовых скважинах в интервале аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и температур.

Известны расширяющиеся тампонажные растворы (материалы) из расширяющихся цементов, а также тампонажные растворы, содержащие портландцемент тампонажный и порошок магнезитовый каустический /Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987, С. 161-162. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов. Обз. информ. Сер. "Бурение". М.: ВНИИОЭНГ, 1980, с. 23/.

Недостатками известного состава является низкая плотность получаемого раствора, ограничивающая его применение в зоне аномально высоких пластовых давлений; незначительное расширение тампонажного раствора и камня и низкая прочность контакта тампонажного камня с металлом обсадных труб.

Наиболее близкий по составу, назначению и получению технического результата утяжеленный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, железорудный концентрат, феррохромлигносульфонат и воду /Пат. 2109924 РФ/.

Недостатком известного состава является малая величина расширения раствора и камня, ограничивающая его применение для изоляции заколонного пространства и ликвидации межпластовых перетоков, и недостаточная прочность контакта тампонажного камня с обсадной колонной и стенками скважины.

Задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, - повышение качества изоляции заколонного пространства и предотвращение межпластовых перетоков при креплении обсадных колонн в зонах аномально высоких пластовых давлений за счет улучшения физико-механических характеристик тампонажного раствора- камня.

Техническим результатом является достижение повышенного равномерного расширения тампонажного раствора и камня во времени и увеличение прочности контакта с металлом обсадных труб.

Тампонажный раствор и образующийся из него цементный камень должны удовлетворять следующим требованиям.

Плотность тампонажного раствора должна быть 2,100,04 г/см3, растекаемость не менее 20,0 см, водоотделение не более 2,0%, время загустевания (достижение консистенции 30 Bс) не менее 90 мин, ожидаемое затвердевание (ОЗЦ) не позднее 24 ч. Раствор и цементный камень, образующийся в процессе структурообразования и твердения, должен равномерно расширяться в течение продолжительного времени; линейное (объемное) расширение через 24 ч твердения должно быть не менее 0,10%. Прочность камня при изгибе через 48 ч твердения при 75oC не менее 2,0 МПа.

Сущность изобретения заключается в том, что заявляемый утяжеленный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, железорудный концентрат, феррохромлигносульфонат и воду, дополнительно содержит порошок магнезитовый каустический при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Портландцемент тампонажный - 20,50-36,55 Железорудный концентрат - 46,60-33,55 Феррохромлигносульфонат - 0,35-0,15 Порошок магнезитовый каустический - 6,0 - 3,0 Вода - Остальное Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый утяжеленный расширяющийся тампонажный раствор отличается от известного дополнительным введением порошка магнезитового каустического при вышеприведенном массовом соотношении ингредиентов. Использование порошка магнезитового каустического в вышеприведенном составе утяжеленного тампонажного раствора не выявлено, т.е. заявляемое изобретение отвечает критерию "новизна".

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

Сочетание утяжеляющей (железорудного концентрата), расширяющей (порошка магнезитового каустического) добавок и пластификатора (феррохромлигносульфоната) с портландцементом тампонажным обеспечивает равномерное расширение тампонажного раствора и камня на протяжении нескольких суток твердения в затрубном пространстве скважины. Железорудный концентрат снижает контракционные явления, возникающие при гидратации портландцемента; оксид магния, составляющий основу порошка магнезитового каустического, является химически активной добавкой при высоких температурах и гидратируется с образованием гидроксида магния Mg(OH)2, вызывающего равномерное расширение тампонажного раствора в процессе твердения; феррохромлигносульфонат пластифицирует раствор, обеспечивая его прокачиваемость в процессе цементирования глубоких скважин.

Утяжеленный расширяющийся тампонажный раствор готовят следующим образом.

Расчетные количества феррохромлигносульфоната вводят в воду при перемешивании. Готовят сухую смесь портландцемента тампонажного, железорудного концентрата и порошка магнезитового каустического. Полученную смесь затворяют на приготовленном водном растворе феррохромлигносульфоната известными способами для получения тампонажного раствора требуемой плотности.

Сравнительные характеристики тампонажных растворов прототипа (известного состава) и заявляемого утяжеленного расширяющегося тампонажного раствора приведены на основе лабораторных испытаний в табл. 1 и 2.

В представленных экспериментальных данных (табл. 1 и 2) использовали портландцемент тампонажный ПЦТ 1-100 ГОСТ 1581-96, железорудный концентрат ЖРК-1 ТУ 0708-029-00158754-97, феррохромлигносульфонат ФХЛС ТУ 39-01-08-348-78, порошок магнезитовый каустический ПМК ГОСТ 1216-75 и воду пресную.

Определение основных характеристик утяжеленного тампонажного раствора и камня производили в соответствии ГОСТ 26798.1-96 "Цементы тампонажные. Методы испытаний". Определение плотности, растекаемости, водоотделения производили при температуре 202oC и атмосферном давлении. Для условий умеренных температур испытания производили при 753oC и атмосферном давлении, для условий аномально высоких пластовых давлений - при режимной температуре 1005oC и давлении 505 МПа. Плотность раствора определяли пикнометром, растекаемость - с помощью формы-конуса, водоотделение - в мерных цилиндрах, время загустевания - на консистометре КЦ-3, сроки схватывания - иглой Вика, газопроницаемость камня - по воздуху. Образцы камня схватывались и твердели в автоклаве при температуре 1005oC и давлении 505 МПа в водной среде. Прочность при изгибе и сжатии определяли на испытательной машине МИИ-100 и прессе ПСУ-100, прочность контакта цементного камня с ограничивающей поверхностью (с металлом) определяли методом сдвига на образцах цилиндрической формы, линейное расширение камня - на приборе с индикатором часового типа.

Пример 1. Для приготовления утяжеленного расширяющегося тампонажного раствора (состав 2 табл.1) массой 1000 г необходимо взять 3,5 г феррохромлигносульфоната, растворить в 265,5 г воды; затем 205 г портландцемента, 466 г железорудного концентрата и 60 г порошка магнезитового каустического перемешать в сухом виде. Полученную смесь затворить приготовленной жидкостью в сферической чаше путем перемешивания в течение 3 мин. Приготовленный состав имеет плотность 2,14 г/см3, растекаемость - 22,0 см, водоотделение - 2,0%, время загустевания (достижение консистенции 30 Bс по КЦ-3) при температуре 100oC и давлении 50 МПа - 3 ч 30 мин, сроки схватывания при 75oC: начало - 14 ч 20 мин, конец - 17 ч 20 мин; предел прочности камня при изгибе через 48 ч твердения при 75oC равен 2,1 МПа, на сжатие - 4,6 МПа, прочность контакта цементного камня с ограничивающей поверхностью (с металлом обсадной трубы), сформированного при 75oC, составляет через 2 сут 0,80 МПа, 7 сут - 2,8 МПа, 15 сут - 2,4 МПа; образцы, сформированные в автоклаве при 100oC и давлении 50 МПа, через 24 ч имеют прочность на сжатие 4,3 МПа; линейное расширение образцов камня, выдерживаемых при 75oC, через 1 сут - 0,23%, 7 сут - 1,84% и 30 сут - 5,0%. Через 1 сут твердения в автоклаве при 100oC и давлении 50 МПа образующийся камень газонепроницаем.

Пример 2. Для приготовления 1000 г утяжеленного расширяющегося тампонажного раствора (состав 6 табл. 1) необходимо взять 2,5 г феррохромлигносульфоната, растворить в 266,5 г воды; затем 250 г портландцемента, 436 г железорудного концентрата и 45 г порошка магнезитового каустического перемешать в сухом виде. Сухую смесь затворить водным раствором феррохромлигносульфоната. Приготовленный состав имеет плотность 2,11 г/см3, растекаемость - 21,0 см, водоотделение - 1,5%, время загустевания при температуре 100oC и давлении 50 МПа - 2 ч 50 мин, сроки схватывания при 75oC: начало - 15 ч 00 мин, конец - 17 ч 40 мин; предел прочности камня на изгиб через 48 ч твердения при 75oC равен 2,6 МПа, на сжатие - 7,0 МПа, прочность контакта цементного камня с металлом составляет через 2 сут 0,90 МПа, 7 сут - 3,2 МПа, 15 сут - 5,8 МПа; образцы, сформированные в автоклаве при 100oC и давлении 50 МПа, через 24 ч имеют прочность на сжатие 3,8 МПа; линейное расширение образцов камня, выдерживаемых при 75oC, через 1 сут - 0,19%, 7 сут - 1,12% и 30 сут - 3,6%; через 1 сут твердения в автоклаве при 100oC и давлении 50 МПа образующийся камень газонепроницаем.

Пример 3. Для приготовления утяжеленного расширяющегося тампонажного раствора (состав 10 табл. 1) массой 1000 г 1,5 г феррохромлигносульфоната растворить в 267,5 г воды; затем 365,5 г портландцемента, 335,5 г железорудного концентрата и 30 г порошка магнезитового каустического смешать в сухом виде. Полученную смесь затворить приготовленной жидкостью.

Приготовленный состав имеет плотность 2,04 г/см3, растекаемость - 19,5 см, водоотделение - 0,6%, время загустевания при 100oC, давлении 50 МПа - 1 ч 45 мин, сроки схватывания при 75oC: начало -6 ч 40 мин, конец - 8 ч 50 мин, предел прочности камня при изгибе через 48 ч твердения при 75oC равен 3,9 МПа, сжатии - 15,0 МПа, прочность контакта цементного камня с металлом составляет через 2 сут 0,70 МПа, 7 сут - 2,5 МПа, 15 сут - 5,8 МПа; образцы, сформированные в автоклаве при 100oC и давлении 50 МПа, через 24 ч имеют прочность на сжатие 9,8 МПа; линейное расширение образцов камня, выдерживаемых при 75oC, через 1 сут - 0,16%, 7 сут - 0,36% и 30 сут - 2,10%. Образующийся камень при 100oC и давлении 50 МПа газонепроницаем.

Примеры приготовления и испытания остальных составов, приведенных в табл. 1 и 2, аналогичны вышеописанным.

Для выявления отличительных признаков и положительного эффекта изменяли массовые соотношения ингредиентов в широком интервале значений. В табл. 1 и 2 приведены составы и основные свойства утяжеленного расширяющегося тампонажного раствора и камня, отвечающие приведенным выше требованиям (составы 2-10) в предельных, не удовлетворяющие (составы 11-18) в запредельных значениях ингредиентов и прототипа (состав 1).

Как видно из результатов, предлагаемый (заявляемый) утяжеленный тампонажный раствор и камень обладает повышенным расширением и повышенной прочностью контакта с металлом обсадных труб по сравнению с прототипом (состав 1) (прочность контакта камня из известного утяжеленного раствора через 2 сут составляет 0,5 МПа, 7 сут - 0,9 МПа и 15 сут - 1,9 МПа).

Увеличение содержания порошка магнезитового каустического в тампонажном растворе более 6 мас.% приводит к повышенному расширению, вызывающему появление поверхностных трещин камня. Так при содержании порошка магнезитового каустического 7,5 мас.% (состав 11) через 30 сут свободного расширения в воде при 75oC произошло расширение камня на 6,2%, что вызвало растрескивание образцов. При содержании порошка магнезитового каустического менее 3 мас.% расширение недостаточно. Так при содержании порошка магнезитового каустического 1,5 мас.% (состав 12) через 1 сут расширение составляет лишь 0,09%, через 7 сут - 0,30% и через 30 сут - 0,32%.

Изменение содержания остальных ингредиентов (составы 13-18) в запредельных значениях приводит к ухудшению технологических характеристик раствора и прочностных свойств камня, ограничивающих их применение.

Предлагаемый утяжеленный тампонажный раствор позволит повысить качество изоляции заколонного пространства скважин и предотвратить межпластовые перетоки за счет повышенного расширения и увеличения прочности контакта с металлом обсадных труб, а также самоуплотнения при твердении в условиях аномально высоких пластовых давлений и температур.

Использование материалов - портландцемента тампонажного, железорудного концентрата, порошка магнезитового каустического, феррохромлигносульфоната и воды, применяемых во многих операциях при бурении, позволит снизить затраты на строительство скважины.

Формула изобретения

Утяжеленный расширяющийся тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, железорудный концентрат, феррохромлигносульфонат и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит порошок магнезитовый каустический при следующем соотношении компонентов, мас.%: Портландцемент тампонажный - 20,50 - 36,55 Железорудный концентрат - 46,60 - 33,55
Феррохромлигносульфонат - 0,35 - 0,15
Порошок магнезитовый каустический - 6,00 - 3,00
Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к креплению скважин с АНПД, а также к монолитному строительству с получением термоизоляционного материала

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, к способам крепления неустойчивых стенок скважин и может быть использовано при бурении нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к строительству скважин, а именно к тампонажным материалам, предназначенным для цементирования нефтяных, газовых и других скважин

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным тампонажным растворам для цементирования в условиях аномально высоких пластовых давлений и температур

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции водопритоков в нефтяные и газовые скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к веществам, используемым для крепления нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин в разрезе многолетнемерзлых пород

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации межколонных перетоков газа в эксплуатационных скважинах

Изобретение относится к строительству, а именно к закреплению и уплотнению грунтов путем инъекции цементно-глинистых, цементно-песчано-глинистых и цементно-песчаных растворов

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для приготовления облегченных тампонажных растворов при цементировании обсадных колонн в условиях аномально низких пластовых давлений и наличия агрессивных сред

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока воды в нефтедобывающие скважины

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способам создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газовые скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляции пластовых вод, и может быть использовано при водоизоляционных работах в эксплуатационных скважинах различного назначения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается использования полимерных тампонажных составов для изоляции неоднородного по проницаемости продуктивного пласта и зон поглощения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в качестве тампонажного пеноцементного состава при цементировании обсадных колонн в условиях аномально низких пластовых давлений и возможных поглощений и установке разделительных мостов при освоении и опробовании объектов нефтяных и газовых скважин при наличии разнонапорных пластов

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам водоизоляции пластов добывающих скважин, выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин
Наверх