Тампонажный раствор


 


Владельцы патента RU 2441897:

Общество с ограниченной ответственностью "Пермская сервисная компания "Буртехнологии" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленностям, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при изготовлении тампонажных растворов, предназначенных для крепления скважин. Тампонажный раствор содержит цемент, гидроксиэтилцеллюлозу, пластификатор, пеногаситель и дополнительно синтетические волокна диаметром 0,001-0,1 длиной 1-20 мм, расширяющую добавку при следующем соотношении, мас.ч: цемент - 100; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,2-0,4; пластификатор - 0,1-0,5; пеногаситель - 0,2; синтетические волокна - 0,1-4; расширяющая добавка - 0,1-20; вода - 49-51. Технический результат - увеличение площади полного контакта затвердевшего тампонажного раствора с породой и обсадной колонной. 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленностям, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при изготовлении тампонажных растворов, предназначенных для крепления скважин.

Известны тампонажные материалы, содержащие цемент, пластификатор и пеногаситель (Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. М., Недра, 1987, с.196; Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам, М., Недра, 1987, с.203).

Известен расширяющийся тампонажный раствор, содержащий цемент, водно-солевой раствор и пластифицирующую и уплотняющую добавку, в качестве которой используют 15%-ный раствор лигносульфоната (патент России №2222688, Е21 В 33/138, 2004).

Недостатком данного тампонажного раствора является низкая адгезионная способность и прочность раствора.

Известен тампонажный раствор (патент России №2337124, Е21В 33/138, 2000), содержащий цемент, полиамидное волокно или смесь полиамидного волокна с хризотил-асбестом, суперпластификатор, окси-этилцеллюлозу и ускоритель.

Недостатком данного раствора является усадка цементного камня при схватывании и твердении, что приводит к ухудшению качества цементирования скважин.

В качестве ближайшего аналога заявляемому техническому решению выбран тампонажный раствор по патенту 2297437 (опубл. 20.04.2007), содержащий цемент, пластификатор, пеногаситель, полимерную добавку и воду, и в котором в качестве полимерной добавки использован повторно диспергируемый латексный порошок, в качестве пластификатора - сульфированный меламинформальдегид, в качестве пеногасителя - кремнийорганическая композиция на подложке из двуокиси кремния и дополнительно гидроксиэтилцеллюлозу.

Недостатком данного раствора является усадка цементного камня при схватывании и твердении, что приводит к ухудшению качества цементирования скважин.

В настоящее время в цементировании продуктивных интервалов нефтяных скважин существует две серьезных проблемы:

1) низкое качество сцепления цементного камня с породой и обсадной колонной;

2) низкая трещиностойкость используемого цементного камня.

Как известно, портланд цементы схватываются и твердеют с общим уменьшением объема. В строительстве данная проблема решается введением инертных наполнителей и заполнителей. В нефтяной промышленности данное решение зачастую неприемлемо, поскольку введение материалов другого фракционного состава крайне отрицательно скажется на проникающей способности цемента. Отчасти, данная проблема решена на уровне цементных заводов, где состав цементного клинкера подобран таким образом, чтобы максимально снизить усадку цемента при твердении. Другим путем решением является введение в состав цемента специальных добавок, которые, взаимодействуя с минералами цемента, вызывают общее увеличение (расширение) цементного камня. Низкая трещиностойкость цементов крайне негативно сказывается на дальнейшей работе скважины.

Процесс строительства скважин состоит из трех этапов: бурение, цементирование, освоение. На стадии освоения необходимо осуществить сообщение между скважиной и продуктивным пластом. Для этого обсадную колонну и цемент, заполняющий межкольцевое пространство, "простреливают" (в дальнейшем через эти отверстия нефть из пласта будет поступать в скважину). В этот момент цемент испытывает огромные ударные нагрузки, в результате которых происходит растрескивание цементного камня вдоль ствола скважины. По образовавшимся трещинам в нефтяной пласт может попасть вода из верхних водоносных слоев (заколонные перетоки). В лучшем случае будет значительное обводнение добываемой нефти, в худшем (если давление водяного пласта превышает давление нефтеносного пласта) скважина окажется не работоспособной, т.к. нефть будет задавлена вглубь пласта водой. Увеличение трещиностойкости решается введением в состав цемента армирующих добавок (волокон органического и неорганического происхождения). В данном составе были решены обе вышеуказанные проблемы. На момент подачи заявки не выявлены армированные расширяющиеся цементные составы.

Технической задачей предлагаемого изобретения является улучшение эксплуатационных характеристик тампонажного раствора, повышение активности расширяющего компонента, повышающего адгезионные свойства тампонажного камня, снижиющего его деформационные свойства в широком диапазоне температур, в частности получение плотного контакта цемента с породой и обсадной колонной, а также трещиностойкость цемента.

Технический результат достигается тем, что в тампонажном растворе, содержащем цемент, гидроксиэтилцеллюлозу, пластификатор, пеногаситель, синтетические (акриловые, полиамидные, полипропиленовые) волокна диаметром 0.001-0.1 мм и длиной 0.1-20 мм, вводят расширяющую добавку.

В качестве цемента используются портландцемента тампонажные по ГОСТ 1581-96.

В качестве расширяющей добавки используется:

оксид магния (каустический магнезит, ГОСТ 1216-87);

гипсо-глиноземистый расширяющийся цемент (смесь глиноземистого цемента с гипсом, ГОСТ 11052);

реагент РУ - расширяющая добавка, представляющая собой смесь модифицированных сульфатов кальция и алюминия (сульфоалюминат кальция), ТУ 2157-034-40912231-2005;

реагент РУ М марок А, Б, В - расширяющая добавка на основе модифицированных оксидов кальция, магния, алюминия и сульфатов кальция и алюминия, ТУ 2458-059-40912231-2009;

расширяющая добавка на основе оксида кальция - невзрывчатая разрушающая смесь НРС-1М, ТУ 5744-001-82475767-08, и аналогичные ей по составу (расширяющаяся тампонажная добавка ДР-100, ДР-50, ДР-20, ТУ 5744-002-59758749-06, смесь известковая для горных работ СИГБ, ТУ 5744-002-00282369-00). В качестве пластификатора используются сухой сульфированный меламинформальдегид (Цемпласт МФ марки А, ТУ 2223-011-40912231-2003, Peramin SMF-10, имп.).

В качестве пеногасителя - кремнийорганическая композиция на подложке из двуокиси кремния (Полицем ДФ, ТУ 2228-010-40912231-2003, Axilat DF770DD, имп).

Компоненты предлагаемого раствора используются при следующем соотношении, мас.ч:

Цемент ПЦТ 100
Гидрокситилцеллюлоза 0,2-0,4
Пластификатор 0,1-0,5
Пеногаситель 0,2
Синтетические волокна 0,1-4
Расширяющая добавка 0,1-20
Вода 49-51

Выбор расширяющей добавки зависит от интервала температур, в которых будет использоваться указанный тампонажный раствор.

В таблице 1 указаны температурные интервалы для использованных расширяющих добавок.

Экспериментально установлено, что введение расширяющих добавок в раствор тампонажного цемента позволяет полностью компенсировать усадку цементного камня при схватывании и твердении, чем достигается более плотный контакт цемента с породой и обсадной колонной.

Экспериментально установлено оптимальное процентное соотношение входящих в состав тампонажного раствора ингридиентов - гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора, пеногасителя и волокон при использовании расширяющих добавок.

Данные экспериментальных исследований приведены в таблицах.

В таблице 1 приведены соотношения между температурным интервалом применения и используемой расширяющей добавкой.

Таблица 1

№ п/п Температурный интервал применения, °С Используемая расширяющая добавка
1 0-30 Гипсо-глиноземистый расширяющийся цемент (смесь глиноземистого цемента с гипсом), смесь НРС-1М (ДР-100, ДР-50, ДР-20, СИГБ), Реагент РУ МБ
2 15-60 Сульфоалюминат кальция (Реагент РУ)
3 50-120 Оксид магния (каустический магнезит), Реагнет РУ МА

В таблице 2 приведены данные о составах испытуемых растворов.

В качестве состава сравнения был выбран тампонажный состав по патенту 2297437 следующего состава:

Цемент ПЦТ-I-G-CC-1 100 м.ч.
Гидроксиэтилцеллюлоза ГИДРОЦЕМ С 0,2 м.ч.
Суперпластификатор Цемпалст МФ м. А 0,2 м.ч.
Пеногаситель Полицем ДФ 0,2 м.ч.
Адгезил 2 м.ч.
Вода 49-51 м.ч.

В таблице 3 приведены данные о свойствах испытуемых растворов, выявленных в процессе эксперимента.

Таким образом, как видно из приведенных таблиц, предлагаемое изобретение позволяет улучшить эксплуатационные характеристики тампонажного раствора. В частности, увеличить прочность камня на изгиб. Кроме того, в процессе испытаний был отмечен тот факт, что армирование значительно уменьшает развитие трещин. Так после проведения испытания на сжатие контрольный образец разрушался на отдельные не связанные фрагменты, в то время как разрушение армированных цементов, хотя и происходило, но фрагменты образца оставались связанными между собой синтетическими волокнами.

Благодаря заявленному техническому решению повышено качество тампонажного камня за счет регулирования его физико-механических свойств при сжатии, изгибе, растяжении (разрыве), ударной вязкости и адгезионных свойств.

Таблица 2
№ раствора Ингредиентный состав тампонажного раствора
Цемент Гидроэтилцеллюлоза Сульфированный меламинформальдегид (пластификатор) Кремнийорганическая композиция (пеногаситель) Расширяющая добавка Синтетическое волокно Вода
1 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,2 Цемпласт МФ м. А 0,4 Полицем ДФ 0,2 Реагент РУ МА 4,0 0,1 (полипропилен 1=6 мм, d=0.02 мм) 50
2 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,4 Цемпласт МФ м. А 0,7 Полицем ДФ 0,2 Реагент РУ 10,0 0,2 (полипропилен 1=6 мм, d=0.02 мм) 53
3 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,2 Цемпласт МФ м. А 0,1 Полицем ДФ 0 Реагент РУ 1,5 0,1 (полиакрил 1=3,4 мм, d=0.007 мм) 49
4 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,5 Полицем ДФ 0,3 HPC-1M 5,0 0,10 (полиакрил 1=3,4 мм, d=0.007 мм) 51
5 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,5 Axilat DF770DD 0,2 Реагент РУ М Б 3,0 0,20 (полиакрил 1=3,4 мм, d=0.007 мм) 50
6 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,25 Peramin SMF-10 0,4 Полицем ДФ 0,2 Реагнет РУ 5,0 0,2 (полиакрил 1=6,7 мм, d=0.01 мм) 51
7 ПЦТ-1-G-CC-1 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,4 Полицем ДФ 0,2 Реагент РУ МА 3 Реагент РУ 1 0,1 (полипропилен 1=6 мм, d=0.02 мм) 50
8 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,4 Полицем ДФ 0,2 Реагент РУ МА 3 Реагент РУ 1 0,25 (полипропилен 1=6 мм, d=0.02 мм) 50
9 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,25 Peramin SMF-10 0,4 Axilat DF770DD 0,2 Реагент РУ МА 3 Реагент РУ 1 0,5 (полипропилен 1=6 мм, d=0.02 мм) 50
10 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,4 Axilat DF770DD 0,2 Реагент РУ МА 3 Реагент РУ 1 1,0 (полипропилен 1=6 мм, d=0.02 мм) 50
11 ПЦТ-I-100 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,4 Полицем ДФ 0,2 Каустический магнезит ПМК-87 3 Реагент РУ 1 0,25 (полипропилен 1=6 мм, d=0.02 мм) 50
Таблица 2 (продолжение)
№ раствора Ингредиентный состав тампонажного раствора
Цемент Гидроэтилцеллюлоза Сульфированный
меламинформальдегид (пластификатор)
Кремнийорганическая композиция (пеногаситель) Расширяющая добавка Синтетическое волокно Вода
12 ПЦТ-I-50 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,4 Полицем ДФ 0,2 Реагент РУ МА 3 Реагент РУ 1 0,25 (полипропилен 1=6 мм, d=0.02 мм) 50
13 ПЦТ-II-50 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,4 Полицем ДФ 0,2 Реагент РУ МА 3 Реагент РУ 1 0,25 (полипропилен 1=6 мм, d=0.02 мм) 50
14 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,4 Полицем ДФ 0,2 Реагент РУ МА 3 Реагент РУ 1 0,25 (полипропилен 1=12 мм, d=0.02 мм) 50
15 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,4 Полицем ДФ 0,2 Реагент РУ МА 3 Реагент РУ 1 0,25 (полиамтд 1=20 мм, d=0.05 мм) 50
16 ПЦТ-I-G-CC-1 100 0,25 Цемпласт МФ м. А 0,5 Полицем ДФ 0,2 ГГРЦ 3,0 0,20 (полиакрил 1=3,4 мм, d=0.007 мм) 50
Таблица 3
№ п/п Свойства испытуемых растворов и цементного камня
Фильтрация, см3/30 мин (Р=7 атм) Прочность на изгиб, МПа Прочность на сжатие, МПа Плотность теста через 3 мин, г/см Плотность теста через 1 час, г/см Подвижность теста через 3 мин, см Подвижность теста через 1 час, см Площадь контакта, %
1 75,3 4,81 13,3 1,89 1,91 24 22 100
2 74,1 4,97 13,6 1,89 1,91 22 24 100
3 75,7 4,60 13,2 1,89 1,90 24 23 100
4 74,8 4,55 13,1 1,89 1,91 22 21 100
5 75,3 4,86 12,9 1,89 1,91 23 22 100
6 75 5,03 13,5 1,89 1,91 23 21 100
7 75,5 5,19 13,1 1,89 1,91 23 21 100
8 75,4 5,22 13,3 1,89 1,91 23 20 100
9 75,4 5,43 13,3 1,89 1,91 21 19 100
10 75,2 5,68 13,6 1,89 1,91 19 17 100
11 85,3 3,07 8,4 1,78 1,81 22 20 100
12 87,7 2,85 8,2 1,79 1,81 22 20 100
13 86,4 2,50 8,2 1,79 1,81 22 20 100
14 78,1 5,17 12,7 1,89 1,91 22 20 100
15 77,6 5,14 12,9 1,89 1,91 22 20 100
16 77,3 4,56 12,4 1,89 1,91 23 21 100
Контр. 72 4,35 12,7 1,89 1,94 19 23 85

Тампонажный раствор, содержащий цемент, гидроксиэтилцеллюлозу, пластификатор, пеногаситель, отличающийся тем, что дополнительно содержит синтетические волокна диаметром 0,001-0,1, длиной 1-20 мм, расширяющую добавку при следующем соотношении, мас.ч:

Цемент 100
Гидроксиэтилцеллюлоза 0,2-0,4
Пластификатор 0,1-0,5
Пеногаситель 0,2
Синтетические волокна 0,1-1
Расширяющая добавка 0,1-10
Вода 49-51


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой области, к методам воздействия на нефтяные и газовые продуктивные пласты с помощью гидравлического разрыва. .

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для нефтеотдачи. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам. .
Изобретение относится к бурению скважин. .
Изобретение относится к области бурения скважин в высококоллоидальных глинистых породах, в частности к полимерглинистым растворам. .
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при интенсификации притоков продукции пласта и, в частности, нефти и газа.

Изобретение относится к обработке подземных пластов. .

Изобретение относится к модификаторам буровых растворов, предназначенным для обработки стенок скважин при бурении минеральных пластов путем закачки растворов насосами
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата
Изобретение относится к способу технического обслуживания ствола скважины в подземной формации и к цементной композиции для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации

Изобретение относится к органической химии, а именно к синтезу не известных ранее соединений - поли[нонилфеноксиполи-(этиленокси)карбонилметиламмоний] полихлоридов, обладающих свойствами гидрофилизирующих модификаторов полимеров, которые могут быть использованы в технологических процессах, связанных с обработкой полимеров, склеиванием и металлизацией, изготовлением различных полимерных изделий, например гидрофильных полимерных покрытий

Изобретение относится к органической химии, а именно к синтезу не известных ранее соединений - поли[нонилфеноксиполи-(этиленокси)карбонилметиламмоний] полихлоридов, обладающих свойствами гидрофилизирующих модификаторов полимеров, которые могут быть использованы в технологических процессах, связанных с обработкой полимеров, склеиванием и металлизацией, изготовлением различных полимерных изделий, например гидрофильных полимерных покрытий

Изобретение относится к производству лакокрасочных материалов

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве реагентов для обработки буровых растворов
Изобретение относится к усилению образования тонкоизмельченного продукта, снижению расклинивающего обратного потока и консолидированию частей в подземной формации

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано как для ремонтно-изоляционных работ, так и для изоляции водопритоков и зон поглощения в нагнетательных и добывающих скважинах
Наверх