Расширяющая композиция для тампонажного раствора

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании и креплении обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. Расширяющая композиция для тампонажного раствора, содержащая порошок магнезитовый каустический и пластификатор, в качестве пластификатора содержит суперпластификатор «Полипласт СП-1» и дополнительно коагулянт «Аква-Аурат» при следующем соотношении компонентов, мас.%: порошок магнезитовый каустический 94,0-99,5, суперпластификатор «Полипласт СП-1» 0,1-2,0, коагулянт «Аква-Аурат» 0,4-4,0. Технический результат - повышение качества крепления скважин. 2 табл.

 

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании и креплении обсадных колонн нефтяных и газовых скважин.

Известны расширяющиеся тампонажные растворы, содержащие портландцемент и порошок магнезитовый каустический в качестве расширяющейся добавки. Основу магнезитового каустического порошка составляет оксид магния, который является химически активной добавкой при высоких температурах (Каримов Н.X., Данюшевский В.С., Рахимбаев Ш.Р. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов. Обз. информ. Сер. «Бурение». М. ВНИИОЭНГ, 1980, с.15).

Недостатком известной добавки является малая активность и незначительное расширение тампонажного раствора и камня, низкая адгезионная способность к металлу обсадных труб и породе при нормальных и умеренных температурах.

Наиболее близким по составу, назначению и получению технического результата является расширяющая композиция для утяжеленного тампонажного раствора, содержащая железорудный концентрат, пластификатор феррохромлигносульфонат и порошок магнезитовый каустический (Патент РФ № 2170809, Е21В 33/138, 2001.07.20).

Недостатком состава является малая активность и незначительное расширение тампонажного раствора и камня при нормальных и умеренных температурах, высокая проницаемость камня.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение активности расширяющего компонента, повышающего адгезионные свойства тампонажного камня, снижающего его проницаемость и деформационные свойства в условиях нормальных и умеренных температур.

Поставленная задача решается тем, что расширяющая композиция для тампонажного раствора, содержащая порошок магнезитовый каустический и пластификатор, в качестве пластификатора содержит суперпластификатор «Полипласт СП-1» и дополнительно содержит коагулянт «Аква-Аурат» при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

порошок магнезитовый каустический 94,0-99,5
суперпластификатор «Полипласт СП-1» 0,1-2,0
коагулянт «Аква-Аурат» 0,4-4,0

Порошок магнезитовый каустический (ПМК) получается в результате улавливания пыли, образующейся при производстве спеченного периклазового порошка и выпускается следующих марок ПМК-90, ПМК-87, ПМК-83, ПМК-75 (ТУ - Порошки магнезитовые каустические, ГОСТ 1216-87). Порошки выпускается фракции 2-0; 009-0 мм. Физико-химические характеристики порошков магнезитовых каустических приведены в таблице 1.

Таблица 1
Физико-химические характеристики ПМК
Наименование показателя ПМК-90 ПМК-87 ПМК-83 ПМК-75
Массовая доля, %
Окись магния, не менее 90 87 83 75
Окись кальция, не более 2,2 1,8 2,5 4,5
Окись кремния, не более 2,0 1,8 2,5 3,5
Окись (железо + алюминий), не более 2,2 2,2 - -
Изменение массы при прокаливании, % не более 5 6 8 18
Изменение массы при прокаливании после гидратации, % не менее 20 20 - -
Массовая доля влаги, % не более 1 1 1,3 1,5
Плотность, г/см3 в пределах 3,1-3,4 3,1-3,4 3,1-3,4 3,1-3,4

Суперпластификатор «Полипласт СП-1» представляет собой смесь натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы и изготавливается в виде порошка по ТУ 5870-005-58042865-05.

Коагулянт для очистки воды «Аква-Аурат» изготавливается по ТУ 6-09-05-1456-96 и представляет собой солевую композицию солей алюминия (полиалюминий гидроксид хлорид, алюминий гидрооксихлорид).

Технический результат, достигаемый заявляемой композицией, - увеличение величины расширения цементного камня нормальной плотности и его адгезии, снижение проницаемости тампонажного камня, твердевшего при нормальных и умеренных температурах. Он достигается в результате синергетического эффекта взаимодействия трех компонентов композиции, обеспечивающего повышение ее активности и ранней гидратации окиси магния в составе порошка магнезитового каустического с образованием гидроксида магния, вызывающего расширение тампонажного материала.

Процесс интенсивной гидратации окиси магния совпадает по времени с периодом пластического состояния формирующейся структуры и не вызывает внутреннего напряжения в ней, что обеспечено взаимодействием с суперпластификатором. Это способствует большему расширению, повышению адгезии и снижению проницаемости тампонажного камня, повышенной его деформативности.

Таким образом, чтобы создать необходимые контактные напряжения без ухудшения свойств цементного камня, максимальное расширение получено в ранние сроки твердения, а затем, по мере роста модуля упругости, скорость и величина расширения должны уменьшаться таким образом, чтобы возникающие внутренние напряжения оставались бы меньше, чем прочность разрыва структурных связей цементного камня. В данном случае скорость структурообразования матрицы расширяющихся материалов больше, чем скорость кристаллизации расширения.

Основным же техническим результатом, достигаемым заявляемым изобретением, является повышение качества цементирования скважины с достижением показателя АКЦ, равного единице.

Для приготовления заявляемой композиции ее компоненты смешивали в смесительном агрегате. Показатели расширяющей композиции проверяли по ГОСтам на тампонажные растворы.

Пример 1

Приготовили расширяющую композицию путем смешивания 94 г (94 мас.%) ПМК 75, 2,0 г (2,0 мас.%) суперпластификатора «Полипласт СП-1» и 4,0 г (4,0 мас.%) коагулянта «Аква-Аурат». Готовый состав расширяющей композиции в количестве 15 г (15% массы раствора) смешивали с 85 г (85% массы раствора) тампонажного портландцемента и затворяли 40 мл воды. Приготовленный раствор испытывали согласно существующим методикам. Показатели приведены в таблице 2, опыт 4.

Пример 2

Приготовили расширяющую композицию путем смешивания 99,5 г (99,5 мас.%) ПМК 90, 0,1 г (0,1 мас.%) суперпластификатора «Полипласт СП-1» и 0,4 г (0,4 мас.%) коагулянта «Аква-Аурат». Готовый состав расширяющей композиции в количестве 20 г (20% массы раствора) смешивали с 80 г (80% массы раствора) тампонажного портландцемента и затворяли 42 мл воды. Приготовленный раствор испытывали согласно существующим методикам. Показатели приведены в таблице 2, опыт 5.

Из таблицы 2, в которой приведены результаты испытаний тампонажных растворов с расширяющей композицией, содержащей различные заявляемые соотношения компонентов, видно, что проницаемость образуемого цементного камня практически равна нулю, что говорит о его высокой плотности. Высокие показатели адгезии говорят о безусадочности камня. Расширение тампонажного раствора происходило в диапазоне температур от 20°С и выше, в то время как у известных магнезиальных цементов расширение происходит лишь после 70°С.

Основное расширение в предлагаемом составе происходит в процессе схватывания цементного раствора. Взаимодействие солевого электролитного коагулянта «Аква-Аурат» со свободной окисью магния в составе ПМК приводит к быстрой гидратации и образованию комплексных гидроксидов магния, что расширяет температурный предел применения предлагаемого реагента в сторону более низких температур от 20 до 100°С. Электромикроскопическая структура твердеющего цементного камня с заявляемой расширяющей добавкой, представлена войлокообразной массой из удлиненных призматических кристаллов оксихлоридов магния и алюминия и их гексогональных гидроокисей. При дифракционных исследованиях на кривых прослеживаются не только пики Mg(ОН)2 (d=4,78; 2,36; 1,79; 1,568 А°), но и пики других гидратов магния (MgO·MgCl2·13Н2О; MgO·MgCl2·15H2O-d=7,72; 2,39; 4,02; 2,41 А°). Это указывает на то, что в данной расширяющей композиции на основе порошка магнезитового каустического образуются устойчивые соединения, которые и обеспечивают более раннее расширение. Интенсивность уменьшения расширения в предлагаемом изобретении происходит при увеличении модуля упругости (Ецк) от 1·104 до 6·104 МПа (по расчетным данным). При этом для сохранения напряженного контакта упругая деформация цементного камня получается больше, чем деформация колонны при снижении давления в ней. Поэтому с ростом модуля упругости цементного камня его расширение должно уменьшаться. Расширение заканчивается в интервале времени от 8 до 24 ч с момента затворения и не приводит к необратимым нарушениям структуры тампонажного камня. Начальная растекаемость этих растворов составляет 20-23 см и плотность от 1,8 до 2,0 г/см3.

Расширяющая композиция для тампонажных растворов, содержащая порошок магнезитовый каустический и пластификатор, отличающаяся тем, что в качестве пластификатора содержит суперпластификатор «Полипласт СП-1» и дополнительно содержит коагулянт «Аква-Аурат» при следующем соотношении компонентов, мас.%: порошок магнезитовый каустический 94,0-99,5, суперпластификатор Полипласт СП-1» 0,1 - 2,0, коагулянт «Аква-Аурат» 0,4-4,0.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к охране природной среды при строительстве, эксплуатации и демонтаже нефтегазовых скважин и предназначено для нейтрализации методом отверждения (инертизации) отходов бурения (отработанные глинистые буровые растворы и буровые шламы, а также другие шламы), содержащих нефтепродукты, тяжелые металлы, ПАВ и другие загрязнители.

Изобретение относится к области охраны окружающей среды и может быть использовано для подготовки минерализованных отходов бурения, образующихся при строительстве нефтяных и газовых скважин в надсолевых и солевых интервалах, к утилизации в качестве экологически безпасного техногенного грунта, использования этого грунта, например, в дорожном строительстве.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к составам для приготовления технологических жидкостей и может быть использовано в обслуживании нефтегазодобывающих скважин, в частности при проведении технологических операций (первичное, вторичное вскрытие, промывка забоя, дострелы и перестрелы пластов, глушение и др.) добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к составам для приготовления технологических жидкостей и может быть использовано в обслуживании нефтегазодобывающих скважин, в частности при проведении технологических операций (первичное, вторичное вскрытие, промывка забоя, дострелы и перестрелы пластов, глушение и др.) добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к составам для приготовления технологических жидкостей и может быть использовано в обслуживании нефтегазодобывающих скважин, в частности при проведении технологических операций (первичное, вторичное вскрытие, промывка забоя, дострелы и перестрелы пластов, глушение и др.) добычи нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта. .

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании и капитальном ремонте скважин, а именно: в качестве жидкости глушения; в качестве вязкоупругого разделителя при цементировании скважин; временно-изолирующего состава продуктивных горизонтов без потери проницаемости после деструкции состава.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении на нефть, воду и механические примеси стойкой нефтяной эмульсии, образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах для очистки сточной воды установок подготовки нефти.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов за счет проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к герметизирующим композициям для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства, повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн при эксплуатации нефтяных и газовых скважин с высоким содержанием сероводорода

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к ингибированным составам для кислотной обработки пласта, и может быть использовано в процессе освоения скважин для обработки карбонатных коллекторов в призабойной зоне пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы

Изобретение относится к способам приготовления буровых растворов и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к буровым растворам на углеводородной основе и может быть использовано для вскрытия продуктивных горизонтов при бурении нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтяной и нефтеперерабатывающей отраслям промышленности и может быть использовано для удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО в скважинах, нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоне пласта, нефтяных резервуарах-хранилищах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, и может использоваться в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора

Изобретение относится к производству проппантов, предназначенных для использования в нефтедобывающей промышленности при добыче нефти методом гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к получению гранулированных керамических материалов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов - пропантов при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта
Наверх