Тампонажный материал


 


Владельцы патента RU 2460754:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский государственный технический университет" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, осложненных наличием в разрезе многолетнемерзлых пород, характеризующихся сплошной и прерывистой льдистостью. Тампонажный материал содержит, мас.%: порошок бруситовый каустический - 43,86-47,36, сернокислый магний - 8,32-13,81, вода - остальное. Технический результат - получение тампонажного материала, раствор которого не растепляет льдистую породу, характеризуется пониженной плотностью, отсутствием водоотделения и укороченными сроками схватывания, а сформировавшийся прочный цементный камень имеет плотный контакт со льдом - льдистой породой. 4 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, осложненных наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП), характеризующихся сплошной и прерывистой льдистостью.

Высокое качество крепления скважин, вскрывающих отложения ММП, может обеспечиваться использованием быстротвердеющих, не замерзающих при отрицательной температуре, седиментационноустойчивых тампонажных материалов, не вызывающих протаивание льда и льдистых пород (см. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986).

Известен тампонажный материал для температурных условий затвердевания от 0 до -10°С, содержащий в качестве базового вяжущего вещества - порошок тампонажного портландцемента, а в качестве жидкости затворения - водный раствор смеси K2СО3 и KОН при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

тампонажный портландцемент 60,24-65,60
K2СO3 4,82-0,87
KОН 4,82-0,87
вода остальное

[см. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986].

К недостаткам известного тампонажного материала относятся: высокая плотность, низкая седиментационная устойчивость (высокие значения водоотделения), длительные сроки схватывания раствора и склонность его к замерзанию при отрицательной температуре в ММП, а также низкая прочность формирующегося цементного камня. Кроме того, использование щелочных водных растворов для приготовления жидкости затворения требует применения специальных средств защиты работающего персонала при работе с ними. В совокупности отмеченные недостатки препятствуют широкому применению известного тампонажного материала при креплении скважин в интервалах ММП.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по технической сущности является магнезиальный тампонажный материал (МТМ), сухая смесь которого содержит каустический доломит и молотый шлак при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: каустический доломит - 60-80; молотый шлак - 20-40. В качестве жидкости затворения указанного материала используют водный раствор сернокислого магния плотностью 1200 кг/см3, имеющий более высокую температуру замерзания, чем раствор MgCl2 и, следовательно, меньшее «растепляющее» воздействие по отношению к льду и льдистым породам [см. Рогачева И.Н. Исследования и разработки в области технологии водостойкого магнезиального цемента. Кандидатская диссертация. Харьков, 1975 г.]. Данный тампонажный материал принят в качестве прототипа.

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - порошкообразное вяжущее и водный раствор сернокислого магния.

К недостаткам известного тампонажного материала, принятого за прототип, относят то, что известный тампонажный материал не может быть использован для крепления скважин в интервалах ММП ввиду значительного водоотделения, длительных сроков схватывания тампонажного раствора и низких значений прочностных характеристик формирующегося цементного камня.

Задачей изобретения является расширение области применения магнезиальных вяжущих и обеспечение качественного крепления скважин в интервалах многолетнемерзлых пород, включающих льдистые породы.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в получении тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего, раствор которого не растепляет льдистую породу, характеризуется пониженной плотностью, отсутствием водоотделения и укороченными сроками схватывания, а сформировавшийся прочный цементный камень имеет плотный контакт со льдом (льдистой породой).

Указанный технический результат достигается за счет того, что известный тампонажный материал, включающий порошкообразное вяжущее и водный раствор сернокислого магния, в качестве порошкообразного вяжущего содержит порошок бруситовый каустический при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Порошок бруситовый каустический 43,86-47,36
Сернокислый магний 8,32-13,81
Вода остальное

Отличительными признаками заявляемого материала от материала по прототипу являются использование в качестве порошкообразного вяжущего порошка бруситового каустического, также иное количественное соотношение используемых ингредиентов, мас.%: порошок бруситовый каустический - 43,86-47,36; сернокислый магний - 8,32-13,81; вода - остальное.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет одновременного использования для приготовления магнезиального тампонажного материала порошка бруситового каустического, состоящего в основном из высокоактивного оксида магния, и раствора сернокислого магния при указанном соотношении ингредиентов. Одновременное использование в тампонажном материале порошка бруситового каустического и сернокислого магния не известно.

Для приготовления магнезиального тампонажного раствора используют следующие ингредиенты:

- порошок бруситовый каустический - торговое наименование «брусит обожженный» марки БМО по СТО 59074732-01-2009;

- магний сернокислый технический по ТУ 2141-016-3249644500 с изменениями 1;

- вода.

После смешивания указанных компонентов, раствор заявляемого тампонажного материала может быть размещен за обсадной колонной в затрубном пространстве скважины в интервале залегания пород с отрицательной температурой, где происходит его схватывание и затвердевание с образованием прочного цементного камня и формированием плотного контакта, с льдистыми породами и обсадной трубой.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером (пример 4 таблицы).

Пример

Для получения предлагаемого тампонажного материала вначале готовили жидкость затворения, растворяя в воде сернокислый магний технический. Приготовленная жидкость затворения объемом 950 см3 и плотностью 1230 кг/м3 содержит 42,73 мас.% воды и 11,16 мас.% сернокислого магния. Затем порошок брусита обожженного массой 1000 г (46,11 мас.%) смешивали с приготовленной жидкостью затворения. Полученный раствор перемешивали в течение 3 мин, после чего в соответствии с ГОСТ 26798.0 и 26798.2-96 осуществляли замеры его плотности и растекаемости. Для определения водоотделения, сроков схватывания и пределов прочности на изгиб образующегося цементного камня через одни и двое суток твердения приготовленный раствор МТМ заливали в мерные цилиндры вместимостью 250 см, в кольца Вика и в металлические формы с размерами 20×20×100 мм. Затем размещали их в жидкостные термостатирующие устройства для хранения при температуре +5°С и -5°С.

В процессе нахождения отобранных проб раствора МТМ в термостате осуществляли визуальную оценку состояния контакта «лед - цементный камень тампонажного материала», сформированного в цилиндрах при температуре -5°С.

По данному способу были приготовлены пять составов. Данные о содержании ингредиентов и свойствах известных и предлагаемого тампонажных материалов приведены в таблице.

Как видно из таблицы, известные тампонажные материалы (аналог и прототип, примеры 1, 2 таблицы) в условиях отрицательной температуры обладают высоким водоотделением, длительными сроками схватывания раствора и низкой начальной механической прочностью образовавшегося цементного камня. Кроме этого, тампонажный раствор прототипа имеет высокую плотность, «растепляет» льдистую породу, а сформировавшийся цементный камень не образует с ней плотного контакта.

Предлагаемый тампонажный материал характеризуется необходимыми значениями показателей основных свойств, определяющих качество крепления скважины в отложениях ММП при наличии в них сплошной или прерывистой льдистости, а именно: пониженной плотностью, отсутствием или несущественным водоотделением, оптимальными сроками схватывания не замерзающего при температуре -5°С раствора и достаточно прочным уже через одни сутки твердения цементным камнем, образующим плотный контакт со льдом (льдистой породой) (примеры 4-6 таблицы).

Верхнее значения содержания сернокислого магния в МТМ ограничивается пределом его растворимости в воде и формированием частичного (не сплошного) контакта «лед - цементный камень» (пример 3 таблицы).

Выход за нижней предел значения содержания сернокислого магния в МТМ приводит к заметному росту водоотделения и резкому снижению прочностных характеристик формирующегося цементного камня, что объясняется замерзанием его при температуре -5°С (пример 7 таблицы).

Преимуществами заявляемого тампонажного материала являются:

- отсутствие «растепляющего» воздействия раствора МТМ по отношению к льдистой породе и наличие плотного контакта с ней сформированного цементного камня;

- отсутствие или незначительное седиментационное расслоение (низкие значения водоотделения), оптимальные сроки схватывания и пониженная плотность тампонажного раствора;

- существенное повышение начальной прочности цементного камня, формирующегося при отрицательной температуре.

Указанные преимущества предлагаемого состава тампонажного материала в совокупности при производстве цементировочных работ дадут возможность существенно улучшить качество крепления нефтяных и газовых скважин в интервалах залегания ММП и обеспечить долговременную герметичность их крепи. Это позволит:

- сократить сроки строительства скважин за счет сокращения времени ОЗЦ после цементирования обсадной колонны, перекрывающей ММП, предотвратить недоподъемы раствора до устья скважины;

- повысить надежность и продолжительность межремонтного периода работы скважин, исключить необходимость дополнительных капремонтов;

- исключить межпластовые перетоки и потери газа при эксплуатации скважин;

- минимизировать экологический риск, обусловленный негерметичностью скважин при добыче газа;

- расширить область применения магнезиальных вяжущих для производства цементировочных работ при строительстве и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин.

Тампонажный материал, включающий порошкообразное вяжущее и водный раствор сернокислого магния, отличающийся тем, что в качестве порошкообразного вяжущего содержит порошок бруситовый каустический при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Порошок бруситовый каустический 43,86-47,36
Сернокислый магний 8,32-13,81
Вода Остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности для проведения капитального ремонта скважин.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам получения реагентов и технологических жидкостей для использования в технологиях повышения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к использованию добавок, способных увеличить извлечение нефти из нефтяных пластов. .

Изобретение относится к использованию добавок, способных увеличить извлечение нефти из нефтяных пластов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым буровым растворам, используемым при бурении, преимущественно при вскрытии бурением продуктивных пластов в зимнее время при температуре минус 20°С.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов. .

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов. .

Изобретение относится к фиброармированному тампонажному материалу и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности при строительстве скважин, в том числе горизонтальных, для цементирования обсадных колонн в интервалах продуктивных пластов, подверженных перфорационному воздействию в процессе освоения, для ликвидации осложнений в скважинах, связанных с поглощением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к тампонажному материалу для цементирования обсадных колонн и способу его приготовления, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 60°C

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении в осложненных условиях, а именно при бурении наклонных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких давлений, температур и газопроявлений

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности при вскрытии продуктивных пластов
Изобретение относится к покрытому расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритока пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов средней плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП
Изобретение относится к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны, используемой при нефтегазодобыче

Изобретение относится к водным жидкостям, загущенным вязкоупругим поверхностно-активным веществом - ВУП, эффективным как обрабатывающие жидкости и, в частности, как жидкости для гидроразрыва подземных пластов
Наверх