Облегченный тампонажный раствор

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным растворам, используемым при ликвидации негерметичности обсадных колонн газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород, а также наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП). Технический результат - повышенная изолирующая способность раствора при высокой прочности, минимальной растекаемости и оптимальных сроках затвердевания, достаточных для его транспортировки до места негерметичности и вымыва избыточного количества на поверхность. Облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающий материал в виде алюмосиликатных микросфер, расширяющий компонент и жидкость затворения, дополнительно содержит в качестве изолирующего материала эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б, в качестве отвердителя смесь алифатических аминов, состоящую из смеси полиэтиленполиаминов и кубовых аминов С1014, а в качестве расширяющего компонента содержит поливинилхлорид и триметилхлорсилан, в качестве жидкости затворения латекс при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный портландцемент 15,0-16,0, алюмосиликатные микросферы 1,2-2,7, поливинилхлорид 18,0-18,5, триметилхлорсилан 0,1, эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б 45,0-47,0, указанная смесь алифатических аминов 5,4-5,5, латекс 13,5-13,8. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным растворам, используемым при ликвидации негерметичности обсадных колонн газовых и газоконденсатных 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 и воду [А.С. 1573141, Е21В 33/138, 1990].

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

Известен облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающую добавку и воду [А.С. 1802087, Е21В 33/138, 1993].

Недостатком этого раствора является очень низкая прочность цементного камня, которая составляет 0,6-1,2 МПа при плотности раствора 1480-1520 кг/м3, приводящая к межколонным перетокам.

Известен облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный цемент, облегчающую и расширяющиеся добавки и жидкость затворения [Пат. 2151271, Е21В 33/138, 2000].

Недостатком этого раствора является недостаточная герметизация заколонного пространства скважины из-за невысокой степени сцепления камня с колонной, приводящая к межколонным перетокам.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении качества изоляции и ликвидации негерметичности обсадной колонны за счет подъема облегченного тампонажного раствора по порам и каналам ранее зацементированного заколонного пространства и оказавшегося в процессе эксплуатации негерметичным.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в разработке облегченного тампонажного раствора повышенной изолирующей способности при высокой прочности, минимальной растекаемости и оптимальных сроках затвердевания, достаточных для его транспортировки до места негерметичности и вымыва избыточного количества на поверхность.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что облегченный тампонажный раствор содержит тампонажный портландцемент, облегчающий материал - алюмосиликатные микросферы, расширяющий компонент - поливинилхлорид и триметилхлорсилан и жидкость затворения - латекс, дополнительно в качестве изолирующего материала он содержит эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б, а в качестве отвердителя смесь алифатических аминов, состоящую из смеси полиэтиленполиаминов ПЭПА и кубовых аминов C10-C14, взятых в отношении 1:15, при следующем соотношении компонентов, мас.%: тампонажный портландцемент - 15,0-16,0, эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б - 45,0-47,0, алюмосиликатные микросферы -1,2-2,7, поливинилхлорид - 18,0-18,5, триметилхлорсилан ТМХС-0,1, смесь алифатических аминов - 5,4-5,5, латекс - 13,5-13,8.

Эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б выпускается опытно-химическим заводом ФГУП «НИИПМ» по ТУ 1250-745-24-075901 [Комплексное антикоррозионное защитное покрытие ЭПУ. Технические условия. - Пермь: АОЗТ «Ремак», 1998. - 30 с.].

Смесь алифатических аминов (полиэтиленполиамины ПЭПА + кубовые амины C10-C14) выполняет функции отвердителя ЭПУ-01-Б, ингибитора коррозии и поверхностно-активного вещества, обеспечивающего высокую адгезию смеси к влажным металлическим поверхностям и горным породам.

ПЭПА выпускается по ТУ 2413-357-00203447-99 [Полиэтиленполиамины. Технические условия. - Нижний Тагил: ОАО «Уралхимпласт», 1999. - 18 с.].

Кубовые амины выпускается по ТУ 2413-012-002033795-98 [Кубовые амины С10-C14, С1720. Технические условия. - Нижний Тагил: ОАО «Уралхимпласт», 1998. - 14 с.].

Данные свойств заявляемого облегченного тампонажного раствора приведены в таблице (составы 3-6).

В представленных экспериментальных данных использовали портландцемент тампонажный ПТЦ 1-50 по ГОСТ 1581-96 [Портландцемента тампонажные. Технические условия. - М.: Стандарты, 1996], наполнитель для регулирования плотности и расширения тампонажной композиции с целью самоуплотнения - алюмосиликатные микросферы АСМ по ТУ 5712-001-49558624-2003 [Микросферы алюмосиликатные. Технические условия. - Екатеринбург: ЗАО «Гранула», 2003. - 11 с.] и поливинилхлорид ПВХ по ГОСТ 14039-78 [Поливинилхлорид. Технические условия. - М.: Стандарты, 1978], растворитель для регулирования вязкости, сроков схватывания и морозостойкости тампонажного камня - триметилхлорсилан ТМХС по ТУ 6-02-924-79 [Метилхлорсилан. Технические условия. - М.: ГНИИХТЭОС, 1979. - 20 с.] и жидкость затворения, снижающую водопотребность композиции - латекс Л-1 по ТУ 38.103230-85-85 [Латекс синтетический. Технические условия. - Ярославль: ЯЗСК, 1985. - 25 с.].

Сравнение с известным раствором проводится по прочности тампонажного камня на изгиб, растекаемости и адгезии.

Все составы (известные и заявляемые) имеют одинаковые условия твердения, образцы до испытания находятся в ванне с водой при температуре плюс 20°С.

Определение основных свойств облегченного тампонажного раствора и камня проводили при температуре плюс 20±2°С и атмосферном давлении в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 [Цементы тампонажные. Методы испытаний. - М.: Стандарты, 1996]. Плотность тампонажного раствора определяли пикнометром, растекаемость - по конусу АзНИИ, сроки схватывания - иглой Вика, предел прочности тампонажного камня на изгиб - на испытательной машине МИИ-100, расширение тампонажного камня в процессе твердения - с помощью прибора системы государственного оптического института (ГОИ).

Облегченный тампонажный раствор готовят следующим образом. Первоначально приготавливается сухая смесь тампонажного портландцемента ПТЦ-1-50 с наполнителями АСМ и ПВХ. В эпоксиполиуритановый состав ЭПУ-01-Б вводится растворитель ТМХС и смесь дополнительно перемешивается не менее 5 минут. Приготовленная композиция (ЭПУ+ТМХС) добавляется в сухую смесь (ПТЦ+АСМ+ПВХ), а суспензия перемешивается не менее 5 минут до гомогенного состояния. В последнюю очередь в полученную суспензию добавляется отвердитель (ПЭПА + кубовые амины C10-C14, взятые в отношении 1:15), вся система снова перемешивается для равномерного распределения отвердителя и закачивается в скважину. Полученную сухую систему затворяют жидкостью затворения - латекс Л-1.

Пример. Для приготовления 1 кг облегченного тампонажного раствора (состав 3) необходимо взять 153 г тампонажного портландцемента, смешать его с 27 г АСМ и 180 г ПВХ. В 450 г эпоксиполиуританового полимера ЭПУ добавить 10 г ТМХС. Затем полученные составы смешать, добавить 54 г смеси алифатических аминов и полученную сухую смесь затворить 135 г жидкостью затворения Л-1. Состав перемешивают не менее 5 мин, после чего определяют плотность и растекаемость. Раствор заливают в формы для определения сроков схватывания, расширения, предела прочности тампонажного камня на изгиб. После определения сроков схватывания и до времени испытания на изгиб и расширение образцы хранят в воде при температуре плюс 20±2°С. Тампонажный камень испытывают на прочность через 2 и 7 сут, на расширение - через 2 и 7 сут.

Результаты испытаний приведены в таблице. Приготовленный состав 3 имеет плотность 1380 кг/м3, растекаемость 200 мм, начало схватывания 15 ч, конец схватывания 18 ч, предел прочности тампонажного камня на изгиб через 2 сут. 9,0 МПа, через 7 сут 13,5 МПа, расширение через 2 сут 0,22%, через 7 сут 0,26%. Примеры приготовления и испытания остальных составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному.

Как видно из таблицы, заявляемый раствор обладает высокой прочностью тампонажного камня, которая значительно выше, чем у известного раствора. Так, при плотности заявляемого раствора 1380 кг/м3 прочность тампонажного камня составляет через 2 сут 9,0 МПа (состав 3), тогда как у известного раствора даже при плотности 1600 кг/м3 прочность тампонажного камня составляет через 2 сут 2,8 МПа. Кроме того, заявляемый раствор имеет более низкую растекаемость (200 мм, состав 3) по сравнению с известным раствором (220 мм, минимальная), что необходимо для надежной ликвидации негерметичности обсадных колонн газовых и газоконденсатных скважин. Заявляемый раствор также имеет более длительные сроки схватывания (15-18 ч) по сравнению с максимальными сроками схватывания (13-16 ч) у известного раствора, необходимые для обеспечения его транспортировки до места негерметичности и вымыва избыточного количества на поверхность. При этом сохраняются основные технологические параметры известного раствора (плотность и расширение).

При затворении сухой смеси водой или 2% солевым раствором (NaCl2) прочность тампонажного камня уменьшается, что может привести к недостаточной изоляции места негерметичности обсадных колонн.

При увеличении содержания в растворе ЭПУ (более 47 мас.%, состав 5) раствор значительно теряет подвижность (растекаемость 150 мм) и сроки схватывания (6-10 ч), а при уменьшении (менее 45 мас.%, состав 6) прочность тампонажного камня уменьшается (6,0 МПа через 2 сут и 10,0 МПа через 7 сут).

Предлагаемый облегченный тампонажный раствор позволяет повысить надежность и качество ликвидации негерметичности обсадной колонны за счет его изолирующих способностей, меньшей растекаемости, увеличения сроков схватывания и более высокой прочности тампонажного камня.

Облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающий материал в виде алюмосиликатных микросфер, расширяющий компонент и жидкость затворения, отличающийся тем, что дополнительно содержит в качестве изолирующего материала эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б, в качестве отвердителя - смесь алифатических аминов, состоящую из смеси полиэтиленполиаминов и кубовых аминов С1014, а в качестве расширяющего компонента содержит поливинилхлорид и триметилхлорсилан, в качестве жидкости затворения - латекс при следующем соотношении компонентов, мас.%:

тампонажный портландцемент15,0 - 16,0
алюмосиликатные микросферы1,2 - 2,7
поливинилхлорид18,0 - 18,5
триметилхлорсилан0,1
эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б45,0 - 47,0
указанная смесь алифатических аминов5,4 - 5,5
латекс13,5 - 13,8



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин, в частности, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в наклонном интервале.
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения продуктивности нефтяных и увеличению приемистости нагнетательных скважин путем разглинизации призабойной зоны пласта скважины, представленной низкопроницаемыми терригенными глинистыми коллекторами и/или снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор глинистым материалом.
Изобретение относится к биотехнологиям в нефтедобывающей промышленности, в частности к третичным методам повышения нефтеотдачи пластов путем комплексного воздействия на пласт микроорганизмами и химическими реагентами.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции. .

Изобретение относится к тампонажным растворам, предназначенным для цементирования скважин в нефтяной и газовой промышленности. .
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам смазочных добавок для буровых растворов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин, в частности для установки цементных мостов при консервации и ликвидации скважин в сложных геолого-технических условиях при наличии многолетнемерзлых пород, требующих повышенной надежности разобщения ствола скважин.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам пониженной плотности на водной основе, предназначенным для бурения и заканчивания скважин.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки и разглинизации призабойной зоны пласта (ПЗП), и может быть использовано в процессе освоения скважин и их эксплуатации с целью интенсификации притока нефти из пласта, сложенного преимущественно терригенными коллекторами и терригенными коллекторами с карбонатными включениями.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам, используемым для ограничения водопритоков и заколонных пластовых перетоков при бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам для буровых растворов
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно, к буровым растворам для вскрытия продуктивного пласта-коллектора

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к строительству скважин и их капитальному ремонту, а именно при креплении обсадных колонн и создании флюидоупорных изоляционных покрышек в интервале хемогенных отложений, а также к процессу эксплуатации месторождений и ликвидации скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при приготовлении обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для освоения выходящих из бурения скважин, а также для интенсификации работы действующих скважин как обсаженных, так и скважин с открытым стволом, за счет растворения неорганических и органических отложений в стволе скважины и призабойной зоне пласта
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, при строительстве скважин в части крепления и проведении ремонтно-изоляционных работ, а также в промышленности строительных материалов при производстве бетонов, строительных растворов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации добычи нефти и газа на указанных объектах
Наверх