Полимерцементный тампонажный раствор

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при креплении нефтяных и газовых скважин. Технический результат - создание безусадочной тампонажной композиции. Тампонажный раствор, содержащий цемент, полимерную добавку и воду, в качестве добавки содержит понизитель водоотдачи -CFL-117 и упрочняющую и адгезионную - Конкрепол при следующем соотношении ингредиентов, вес.ч.: цемент 100, CFL-117 0,4-0,8, Конкрепол - 0,6-1,0, вода 42-50. Тампонажный раствор может дополнительно содержать минеральную расширяющую добавку, например, ДР-100 - 5-10, вес.ч. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при креплении нефтяных и газовых скважин.

Известен тампонажный раствор, в состав которого входят, мас.ч.: цемент - 100; ОЭЦ - 0,25-0,5; оксинафтолинсульфокислотноформальдегидная смола (С-3) - 0,1-0,75; CaCI3 - 3,0; вода - 50. ("Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов" В.М.Меденцев, А.К.Куксов, М.О.Ашрафьян, Ю.В.Гринько, Журнал "Нефтяное хозяйство", N 7, 1997, с.30).

Указанный тампонажный раствор предназначен для использования при температурных условиях от 60 до 100°С.

Однако известный тампонажный раствор не обладает достаточной термостабильностью. При повышении температуры до 75°С водоотдача указанного тампонажного раствора повышается в два и более раз. При таком уровне водоотдачи в период коагуляционного структурообразования известный тампонажный раствор не обеспечивает его устойчивости к прорыву пластовыми флюидами.

Кроме того, известный раствор седиментационно неустойчив, что ведет к образованию вертикальных каналов в теле цементной оболочки.

Ближайшим техническим решением, выбранными авторами за прототип, является полимерцементная тампонажная композиция, содержащая в своем составе следующие ингредиенты (вес.ч.): цемент - 100; оксиэтилцеллюлоза - 0,3-0,5; меламиносодержащий продукт - 0,5-1,0; вода - 40-50 (Патент РФ №2149981, 1998 г.). Тампонажная композиция имеет ряд преимуществ, к числу которых относятся низкие показатели фильтрации (водоотдача и седиментационная устойчивость), высокие реологические характеристики.

Недостатком известного тампонажного раствора является низкая адгезия к поверхности обсадной колонны и к стенкам скважин, недостаточная прочность на изгиб отвержденного цементного камня и недостаточный градиент давления, который выдерживает тампонажный материал, не допуская прорыва пластовых флюидов.

Целью изобретения является создание безусадочной тампонажной композиции, лишенной указанных недостатков. Поставленная цель достигается тем, что тампонажный раствор, содержащий цемент, полимерную добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве указанной добавки он содержит понизитель водоотдачи - CFL-117 и упрочняющую и адгезионную - Конкрепол при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Цемент100
CFL-1170,4-0,8
Конкрепол0,6-1,0
Вода42-50

При этом раствор дополнительно содержит минеральную расширяющую добавку, например ДР-100, при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Цемент100
CFL-1170,8
Конкрепол1,0
Расширяющая добавка5-10
Вода42

Понизитель водоотдачи CFL-117 представляет собой высокомолекулярный (5,0.106-5,8.106) полиоксиэтилен (Clearwater, Техническая информация, Сертификат ИСО 9001, Houston, Texas 77027, 2003). Адгезионная добавка Конкрепол является водно-полимерной системой поли-N-виниламида (Сертификат соответствия №ТЭК RU., ХП 06.Н00832, Свидетельство №РОСС RU.0001. 03ЮЛ00, 20.08.9). Расширяющая добавка, например ДР-100, в основе своей состоит из смеси минеральных окислов Са и Mg (ТУ 5744-002-59758749-06).

Указанное соотношение компонентов тампонажного раствора позволяет снизить водоотдачу и водоотделение, повысить сцепление с металлом труб и породой коллектора, снизить водогазонефтепроницаемость и увеличить прочность цементного камня. Применение предлагаемых хорошо растворимых в воде реагентов комплексного действия не осложняет процесс приготовления тампонажных растворов при проведении изоляционных работ на буровых. Сочетание в составе раствора понизителя водоотдачи и адгезионной добавки - высокомолекулярного N-поливиниламида, устойчивых к полиминеральной агрессии, придает цементным растворам необходимые для заявляемого состава характеристики.

Для получения заявляемого тампонажного раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

1. Тампонажный портландцемент ПЦТ-1-G-CC-1 Сухоложского цементного завода (ГОСТ 1581-96).

2. Понизитель водоотдачи CFL-117 американской фирмы CLEARWATER Engineered Chemistry.

3. Упрочняющая и адгезионная добавка Конкрепол производства ООО «Оргполимерсинтез СПб» (ТУ 9365 001 13803633 20003).

4. Минеральная расширяющая добавка ДР-100 (ТУ 5744-002-59758749-06).

Применение выбранных ингредиентов комплексного действия улучшает структурно-реологические свойства цементных растворов, повышает прочностные и адгезионные свойства отвержденного тампонажного камня и существенно увеличивает градиент давления, при котором через тампонажный материал не происходит прорыва пластовых флюидов.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.

Примеры 1-3.

Приготовление цементных растворов проводилось по стандартной методике, ГОСТ 26798.1-96.

В 50,0 мл воды вводят 0,8 г CFL-117 и 1,0 г Конкрепола. В полученном гомогенном растворе затворяют 100 г вяжущего вещества - цемента. После тщательного перемешивания состав выдерживают в термостате при 75°С в течение 30 мин, после чего определяют его реологические характеристики. Выбранный режим предварительного прогрева цементного раствора приближен к условиям коагуляционного структурообразования при закачке его в скважину с температурой 85°С на глубину до 3200 м. После 7-суточной гидратации цементного теста определяют физико-механические характеристики отвержденного тампонажного материала.

Параллельно для сравнения был приготовлен тампонажный раствор, не содержащий полимерных добавок (контрольный опыт), и раствор, полученный по прототипу. Реологические характеристики тампонажных растворов приведены в таблице 1.

Как видно из таблицы, предлагаемый полимерцементный тампонажный состав по седиментационной устойчивости (водоотделение) и по водоотдаче превосходит известный состав. Все другие характеристики (растекаемость, время загустевания) близки к контрольному составу и соответствуют требованиям ГОСТа 26798.1-96. Растекаемость и время загустевания предлагаемого полимерцементного раствора указывают на его подвижность и на обеспеченность во времени, необходимом для безаварийной доставки раствора в скважину.

Проведенные испытания реологических свойств предлагаемого полимерцементного раствора при 75°С свидетельствуют о высоком качестве раствора в условиях умеренных температур (до 100°С).

Таблица 1.
Реологические характеристики тампонажных составов при 75°С (В/Ц=0,42)
№ опытаРецептура, вес.ч.ρ г/см3Водоотдача, см3/30 минВодоотделение %Растекаемость по АзНИИ, смτнач.схват., часτоконч.схват., час
1.цемент-вода (контрольный)1,9210552102,23,0
2.цемент 100
ОЭЦ* 0,5
меламиноформ. смола1,917,50,62202,33,3
МФАР 1,0
вода 42
(прототип)
3.цемент 100
CFL-117 0,81,922,802303,54,4
конкрепол 1,0
вода 42
*оксиэтилцеллюлоза марки ЕНМ

По рецептурам опытов 1-3 были приготовлены стандартные образцы и после 7-суточной гидратации были испытаны на прочностные и адгезионные свойства. Физико-механические показатели отвержденных цементных составов приведены в таблице 2.

Таблица 2
Физико-механические характеристики тампонажных составов при 85°С
№ опытаРецептура, вес.ч.Свойства
Σизг., МПаΣсжат., МПаЛинейное расшир., %Адгезия к металлу, МПа
1.Цемент-вода,
В/Ц 0,4212,553,501,95
(контрольный)
2.Цемент 100
ОЭЦ* 0,5
Меламиноформ.9,855,0-1,75
см. МФАР 1,0
Вода 42
(прототип)
3.Цемент 100
CFL-117 0,813,358,70,153,93
Конкрепол 1,0
Вода 42

Как видно из приведенных в таблице 2 данных, цементный камень, полученный по рецептуре 3, по сравнению контрольным составом и с прототипом обладает повышенной прочностью на сжатие и изгиб, повышенным сцеплением с обсадной колонной и отсутствием усадки.

Примеры 4-10.

Определение оптимального соотношения компонентов разрабатываемого тампонажного состава проводили на основании реологических свойств полимерцементного тампонажного раствора (табл.3).

Таблица 3
Свойства полимерцементных тампонажных растворов при 20°С.
№примераСостав, вес.ч. на 100 вес.ч. цементаХарактеристики цементного раствора
Водоотделение, %Водоотдача, см3/30 минРастекаемость по АзНИИ, ммτнач.схват., час
CFL-117 0,2
4.конкрепол 0,52,916>2502,0
вода 50
CFL-117 0,4
5.конкрепол 0,60,54,5>2502,5
вода 47
CFL-117 0,8
6.конкрепол 1,00,52,02403,5
вода 45
CFL-117 0,8
7.конкрепол 1,001,02303,8
вода 42
CFL-117 1,0
8.конкрепол 1,1500,51903,5
вода 42
CFL-117 0,45
9.конкрепол 0,73,01,5>2502,5
вода 42
10.конкрепол 1,04,036>2502,0
вода 42

Приведенные в таблице данные показывают, что при температуре пласта в интервале 60-85°С оптимальное соотношение полимерных компонентов (на 100 вес.ч. цемента) в тампонажном растворе составляет: CFL-117 - 0,4-0,8, а Конкрепола - 0,6-1,0 вес.ч. Водоцементное отношение может изменяться от 0,42 до 0,50 в зависимости от необходимой плотности тампонажного раствора с сохранением реологических характеристик, соответствующих требованиям ГОСТ 26798. 1-96. Так увеличение содержания в композиции CFL-117 и конкрепола больше оптимального (опыт 8, табл.3) приводит к заметному снижению такого показателя, как растекаемость по АзНИИ.

В отсутствие в тампонажной композиции одной из полимерных добавок, например CFL-117 (пример 10), существенно возрастает водоотдача цементного раствора. Образующийся при этом раствор обладает пониженной седиментационной устойчивостью, о чем свидетельствуют повышенные значения водоотделения, превышающие требования ГОСТ 26798. 1-96.

Проведенные исследования показали, что при исключении из композиции Конкрепола происходит снижение адгезии цементного камня к металлу обсадной трубы с 3,93 до 2,05 МПа.

Необходимо также отметить, что для разработанного состава характерна высокая начальная прочность цементного камня, обладающего повышенной пластичностью и сопротивляемостью к действию кислот и агрессивных пластовых флюидов (в частности, к действию сульфатосодержащих пластовых вод).

Проведенные на установке BPS-805 фильтрационные испытания искусственных кернов, изготовленных по рецептурам примеров 1-3 (табл.2), показали значения абсолютной проницаемости по газу 0,15; 0,03 и 0 мД соответственно. Отсутствие газопроницаемости образца, полученного по заявляемому способу, свидетельствует о его высоких изоляционных свойствах. Градиенты давления, которые выдерживают полученные по рецептурам опытов 2 и 3 искусственные керны фильтрацию воды, составляют 10 и 75 МПа соответственно. Полученные данные свидетельствуют о высоких изоляционных свойствах предлагаемой тампонажной композиции, превосходящей зарубежные и отечественные аналоги на данный класс тампонажных материалов.

Примеры 11-15.

Как было показано выше (см. табл.2), линейное расширение предлагаемого тампонажного состава не превышает 0,15%. Вместе с тем известно, что для герметизирующего полимерцемента недостаточно ликвидировать усадочную деформацию, а необходимо получить эффект расширения при твердении для обжатия и уплотнения тампонажного состава в зоне изоляции.

Известны технологические приемы ликвидации усадочной деформации и получения цементов с регулируемой усадкой путем применения расширяющих добавок. С этой целью в составе композиции были введены расширяющие добавки CaO, MgO, ДР-100. Реологические и физико-механические свойства полимерцементных растворов в зависимости от природы и содержания расширяющих агентов приведены в таблице 4.

Таблица 4
Влияние расширяющих добавок на реологические характеристики полимерцемента при 85°С (содержание полимерных добавок, вес.ч.: CFL-117 - 0,8; Конкрепол-1,0)
№ опытаДобавка, вес.ч. на 100 вес.ч. цементаРастек. по АзНИИ, ммτнач. схват., часПредел прочности, в теч. 7 сутокЛинейн. расширение, %Адгезия к металлу, МПа
Σизг., МПаΣсжат., МПа
11.СаО, 52502,4014,053,9+2,32,15
12.СаО, 102352,3515,755,9+3,51,57
13.MgO, 102402,3015,057,0+4,11,48
14.ДР-100, 102502,5013,047,9+3,02,98
15.ДР-100, 30>2502,5513,342,7+8,00

Исходя из полученных данных можно заключить, что введение в композицию расширяющих добавок не приводит к заметному изменению реологических и прочностных характеристик тампонажных растворов, но заметно снижает адгезию полимерцементного камня (сравн. с табл.2). Так введение в композицию 30 вес.ч. ДР-100 приводит практически к нулевой адгезии тампонажного материала. При этом линейное расширение достигает 8-ми %.

Как известно из мировой практики, линейное расширение отвержденного цементного камня не должно превышать 3-х %. При большем расширении в цементном камне в условиях горного давления возникают внутренние напряжения и микротрещины, приводящие к разрушению изоляционного материала. Из таблицы 4 видно, что применение расширяющей добавки ДР-100 в полимерцементной композиции в количестве не более 10 вес.% по отношению к цементу приводит к 3-х % расширению тампонажного камня.

Приготовление заявляемого полимерцементного тампонажного раствора в промысловых условиях проводится по следующей схеме.

На скважину завозят две емкости по 40-50 м (одна для воды приготовления тампонажной композиции, вторая для продавки цементной композиции в затрубное пространство) и химические реагенты в полном объеме. Вода должна быть пресной или слабо минерализованной. Производят обвязку емкости с водой и с насосным агрегатом ЦА-320 по замкнутой схеме «сам на себя» и приступают к вводу химических реагентов в процессе прокачки воды затворения по замкнутому циклу. Первым вводят CFL-117, затем конкрепол в количестве 0,4-0,8 и 0,8-1,0 вес.ч. соответственно от взятого цемента.

Приготовленную воду прокачивают по замкнутой схеме еще 1-2 часа для выравнивания свойств по всему объему.

При применении расширяющей добавки предварительно цемент смешивают с ДР-100.

Затворение цемента, а также все дальнейшие работы по закачке полимерцементной тампонажной композиции и продавке ее в затрубное пространство выполняются бригадой тампонажников по стандартному плану работ, разработанному тампонажным предприятием и утвержденному управлением буровых работ.

1. Тампонажный раствор, содержащий цемент, полимерную добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве указанной добавки он содержит понизитель водоотдачи CFL-117 и упрочняющую и адгезионную Конкрепол при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Цемент100
CFL-1170,4-0,8
Конкрепол0,6-1,0
Вода42-50

2. Тампонажный раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит минеральную расширяющую добавку, например ДР-100, при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Цемент100
CFL-1170,8
Конкрепол1,0
Расширяющая добавка5-10
Вода42



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области нефтедобычи, а конкретно к тампонажным материалам, применяемым для крепления нефтяных и газовых скважин с температурным диапазоном эксплуатации от 0 до 100°С.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к инвертным дисперсиям, используемым для бурения, глушения и ремонта скважин, с аномально низким пластовым давлением.
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтепромысловых средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности для очистки сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов и их фракций, а также попутных и природных газов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны добывающей нефтяной скважины, характеризующейся наличием низко - и высокопроницаемых пропластков.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов, используемых как расклинивающие агенты. .
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и наклонно-направленных скважин с отходом от вертикали более 1000 м, представленных карбонатными и терригенными коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных геологических условиях.

Изобретение относится к органической химии, а именно к синтезу не известных ранее соединений - пента{[поли(этиленокси)карбонилметил]гетерилониевых}производных трифенолов формулы: ,Способ получения заявляемых соединений заключается во взаимодействии монохлоруксусной кислоты с оксиэтилированным продуктом конденсации алкил(С8-С 10)фенола с 4,4-диметилдиоксаном-1,3 в присутствии кислотного катализатора, в среде кипящего органического растворителя, с азеотропным удалением образующейся воды и с последующей обработкой при нагревании полученного продукта реакции гетероциклическими аминосоединениями при молярных соотношениях - оксиэтилированный продукт: монохлоруксусная кислота:гетероциклическое аминосоединение=1:5,0-5,5:5,0-5,5 соответственно.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции водопритока к добывающим скважинам. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для борьбы с отложениями неорганических солей, отложение которых происходит на всем пути движения жидкости от пласта - в его призабойной зоне, скважинах, устьевой арматуре, нефтесборных коллекторах и водоводах.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод в нагнетательной скважине для повышения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции водопритоков в скважины, в том числе в условиях высокопроницаемых, трещиноватых и трещиновато-кавернозных коллекторов
Изобретение относится к области добычи нефти, газа и конденсата, а именно к реагентам для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта
Изобретение относится к области добычи нефти, газа и конденсата, а именно к реагентам для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, связанного с наличием гидратно-ледяных пробок в стволе скважин, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области кислотной обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны пласта

Изобретение относится к получению инвертных эмульсий, применяющихся в качестве технологических жидкостей при бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к органической химии, в частности к составам для предотвращения выпадения из нефти асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании, в призабойной зоне нефтяных скважин, а также нефтепроводах

Изобретение относится к органической химии, в частности к составам для предотвращения выпадения из нефти асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании, в призабойной зоне нефтяных скважин, а также нефтепроводах
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для цементирования обсадных колонн в условиях аномально низких пластовых давлений
Наверх