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, а также наличием в разрезе нефтегазонасыщенных и водогазонасыщенных пластов с различными давлениями. Техническим результатом изобретения является разработка облегченного тампонажного раствора с высокой седиментационной устойчивостью и повышенной прочностью цементного камня. Облегченный тампонажный раствор содержит компоненты при следующем соотношении, мас.%: портландцемент тампонажный 48,8-51,8, алюмосиликатные полые микросферы 5,8-9,1, монасил 0,6-1,2, вода 39,4-41,2. 1 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 нефтегазонасыщенных и водогазонасыщенных пластов с различными давлениями.

Известна облегченная тампонажная смесь, включающая тампонажный цемент, продукт флотации золы-уноса и воду /авт.св. №1573141, Е21В 33/138, опубл. 23.06.90, бюл №23/.

Недостатком известной смеси является низкая растекаемость раствора, которая находится в пределах 19-20 см, что приводит к быстрому структурированию раствора, снижению противодавления на продуктивные пласты и опасности проникновения пластовых флюидов в ствол скважины и вышележащие проницаемые пласты. Увеличение периода раннего структурирования облегченной тампонажной смеси за счет увеличения водосмесевого отношения или ввода пластифицирующих добавок отрицательно сказывается на стабильности раствора, так как резко увеличивается водоотделение и раствор обладает низкой седиментационной устойчивостью, которые также способствуют возникновению межпластовых перетоков и нефтегазопроявлений в период ожидания затвердевания цемента.

Наиболее близким по составу и назначению является облегченный тампонажный раствор, содержащий портландцемент тампонажный, облегчающую добавку - алюмоси-ликатные полые микросферы, глинопорошок и воду /Патент №2151267, МПК Е21В 33/138 от 20.06.2000 г./.

Недостатком данного раствора является повышенное водоотделение, недостаточная седиментационная устойчивость и невысокие прочностные характеристики цементного камня при цементировании наклонно направленных или субгоризонтальных участков скважины.

При создании изобретения решалась задача повышения качества разобщения пластов за счет предотвращения возникновения заколонных и межколонных газопроявлений в наклонно направленных и субгоризонтальных скважинах.

Техническим результатом изобретения является разработка облегченного тампонажного раствора с высокой седиментационной устойчивостью и повышенной прочностью цементного камня.

Решение поставленной задачи достигается тем, что облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающую добавку - алюмосиликатные полые микросферы и воду, в отличие от известного дополнительно содержит монасил, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Портландцемент тампонажный48,8-51,8
Алюмосиликатные полые микросферы5,8-9,1
Монасил0,6-1,2
Вода39,4-41,2

В экспериментах использован монасил с силикатным модулем 2,94 производства ООО «Витахим» по ТУ 2145-001-75105538-2005, который представляет собой гранулированный порошок белого цвета, полностью растворимый в воде. Основным компонентом монасила является модернизированный натриевый силикат. Положительным свойством монасила в составе тампонажного раствора является его способность в процессе растворения реагировать с продуктами гидратации портландцемента и диссоциированными в щелочной среде с поверхности алюмосиликатных полых микросфер катионами с образованием высокодисперсных гидросиликатов различного состава. Заполняя поровое пространство между частицами вяжущего и микросфер, продукты реакции монасила, цемента и алюмосиликатных полых микросфер позволяют получать высокостабильную систему тампонажного раствора и улучшать его суффозионную стойкость. Образование этих соединений также обуславливает уплотнение структуры камня и увеличение его прочности.

В представленных экспериментах использовали портландцемент тампонажный ПЦТ 1-100 по ГОСТ 1581-96 ОАО «Сухоложскцемент», алюмосиликатные полые микросферы по ТУ 5712-001-49558624-2003, монасил по ТУ 2145-001-75105538-2005, воду питьевую ГОСТ 2874-82.

Определение основных свойств облегченного тампонажного раствора и камня проводили при температуре 75±3°С в соответствии ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний». Плотность облегченного тампонажного раствора определяли пикнометром, растекаемость - по конусу АзНИИ, седиментационную устойчивость определяли по водоотделению цементного раствора в четырех цилиндрах объемом 250 мл (РД 39-00147001-767-2000 «Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин», М.: 2000, с.26-27). Предел прочности камня на изгиб - на испытательной машине МИИ-100, прочность на сжатие и сцепление с металлом - на гидравлическом прессе П-10.

Облегченный тампонажный раствор готовили следующим образом. Сухую смесь портландцемента тампонажного, алюмосиликатных полых микросфер и монасила в заданных соотношениях затворяли отмеренным количеством воды в смесителе лабораторном СЛ-1. После этого раствор дополнительно перемешивался в лабораторной мешалке (n=150±20 об/мин) в течение 40 мин для полного растворения монасила и придания раствору седиментационной устойчивости. После этого замерялись параметры раствора и свойства сформированного камня.

Раствор прототипа также приготовлен в лабораторных условиях и замерены его параметры.

Пример. Для приготовления 1 кг облегченного тампонажного раствора (таблица, состав 2) необходимо взять 650 г воды, затем приготовить сухую смесь из 830 г тампонажного портландцемента, 20 г монасила и 150 г алюмосиликатных полых микросфер. Состав перемешивают три минуты, затем раствор дополнительно перемешивают в течение 40 мин и определяют плотность, растекаемость. Раствор заливают в четыре цилиндра на 250 мл с вертикальным, горизонтальным, под углом 45° и 60° расположением для определения водоотделения. Раствор заливают в формы для определения прочности камня на изгиб, сжатие и сцепление. Образцы до времени испытания выдерживают в термостате при температуре 75°С.

Приготовленный состав имеет плотность 1,46 г/см3, растекаемость 218 мм, водоотделение 0,0 мл во всех четырех цилиндрах, раствор однородный, седиментационно устойчивый, стабильный (водяные пояса и водяные каналы отсутствует). Прочность на изгиб 2,7 МПа, прочность на сжатие 8,5 МПа, прочность сцепления 2,1 МПа.

Примеры приготовления и испытания остальных составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному.

Для выявления отличительных признаков и положительного эффекта изменяли массовые соотношения ингредиентов.

Как видно из таблицы, заявляемый облегченный тампонажный раствор с оптимальным/соотношением компонентов обладает лучшими свойствами, чем прототип, а именно характеризуется отсутствием водоотделения во всех четырех цилиндрах и седиментационной устойчивостью раствора. Сформированный цементный камень имеет прочность на 35% выше (2,7 МПа), чем у прототипа (2,0 МПа). Раствор прототипа седиментационно неустойчивый и характеризуется повышенным водоотделением: в вертикальном цилиндре 2,0 мл; в цилиндре под углом 45° 5,0 мл и образование водяных каналов; в цилиндре под углом 60° 2,2 мл и небольшой водяной пояс; в горизонтальном цилиндре 5,0 мл.

Увеличение концентрации монасила в смеси до 3% (таблица, состав 6) приводит к загустеванию раствора (показатель растекаемости 160 мм) и не оказывает существенного влияния на прочностные характеристики тампонажного камня. Минимальное количество монасила (состав 5) не позволяет приготовить седиментационно устойчивый раствор.

Таким образом, из тампонажного портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер и монасила могут быть приготовлены облегченные тампонажные растворы с приемлемыми технологическими характеристиками, которые могут применяться для цементирования наклонно направленных и субгоризонтальных участков скважин.

Таблица
Технологические свойства облегченных тампонажных растворов с добавкой монасила
№ п/пСостав раствора, мас.%Плотность, г/см3Растекаемость, ммВодоотделение, млПрочность, МПа, 2 сут
цементмонасилАСМводавертикал.под углом 45°под углом 60°горизонт.изгиб сжатиесцепление
150,90,69,139,41,472850,00,00,00,03,110,11,7
250,31,29,139,41,462180,00,00,00,02,78,52,1
348,81,28,841,21,442420,00,00,00,02,68,81,3
451,81,25,841,21,512600,00,00,00,02,89,01,4
Запредельные значения
552,80,39,437,51,472800,00,20,20,03,313,21,9
642,03,05,050,01,521600,00,00,00,02,810,41,6
Прототип
53,121,5 глиноп.9,3836,01,502202,05,02,25,02,06,50,8

Облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающую добавку - алюмосиликатные полые микросферы и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит Монасил при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Портландцемент тампонажный48,8-51,8
Алюмосиликатные полые микросферы5,8-9,1
Монасил0,6-1,2
Вода39,4-41,2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к сухим смесям для получения буферных растворов с регулируемой плотностью, используемых при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и других скважинах.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления высокоминерализованных, в том числе пластовых, вод и их смесей с газоконденсатом из низкодебитных газовых и газоконденсатных скважин.
Изобретение относится к составу комплексного реагента и предназначено для приготовления тампонажных растворов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов, и может быть использовано для повышения эффективности выработки запасов многопластовых залежей нефти.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта, и может быть использовано при добыче нефти и газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки вязкоупругих жидкостей-песконосителей для гидравлического разрыва малопроницаемых газо- и нефтенесущих пластов с целью повышения их нефтеотдачи.

Изобретение относится к химическим составам для обработки скважин, в том числе поглощающих, для снижения содержания сероводорода в газовом пространстве скважин при проведении ремонтных, исследовательских или других работ.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым в наиболее эффективных технологических процессах добычи нефти, газа и бурения скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым в наиболее эффективных технологических процессах добычи нефти, газа и бурения скважин

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к горному делу, в частности к строительству скважин в неустойчивых, склонных к осыпям или обвалам, сильно увлажненных глинах, в том числе соленасыщенных межсолевых глинах в хемогенных отложениях с высокими пластовыми температурами
Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буровым растворам на водной основе, используемым для бурения продуктивных пластов и геофизических исследований нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к глушению нефтяных скважин специальными жидкостями перед проведением подземных ремонтов или их вынужденной остановкой на длительный период

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта и/или нефтяного пласта в целом

Изобретение относится к горной промышленности к составам буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями и к составам жидкостей для вызова притока при освоении нефтяных и газовых скважин
Наверх