Сырьевая смесь для получения облегченного тампонажного раствора


 


Владельцы патента RU 2472835:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Московский государственный строительный университет (МГСУ) (RU)

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к составам облегченных тампонажных растворов, предназначенных для крепления обсадных колонн в условиях нормальных и аномально-низких пластовых давлений, а также в интервалах с преобладанием многолетних мерзлых пород. Сырьевая смесь для получения облегченного тампонажного раствора, включающая тампонажный портландцемент, модифицирующую добавку, облегчающий наполнитель и жидкость затворения, в качестве модифицирующей добавки содержит комплексную добавку длительной жизнеспособности «Murapor Combi 756», а в качестве наполнителя - полые керамические микросферы при соотношении ингредиентов, мас.%: тампонажный портландцемент - 38…53,5, полые керамические микросферы - 10,7…22,8, комплексная добавка «Murapor Combi 756» - 0,114…0,16, жидкость затворения - вода или 2-8% раствор хлорида натрия или хлорида кальция - остальное. Технический результат - повышение эффективности герметизации затрубного и межтрубного пространства нефтегазовых скважин с одновременной защитой многолетних мерзлых пород от растепления. 3 табл.

 

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к составам облегченных тампонажных растворов, предназначенных для крепления обсадных колонн в условиях нормальных и аномально-низких пластовых давлений, а также в интервалах с преобладанием многолетних мерзлых пород.

Изобретение направлено на решение задачи по эффективной герметизации затрубного и межтрубного пространства нефтегазовых скважин при креплении с одновременной защитой многолетних мерзлых пород от растепления в процессе эксплуатации скважин.

Известен тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, алюмосиликатные полые микросферы и 4%-ный раствор хлорида кальция, дополнительно содержащий понизитель водоотдачи - комплексный реагент ПС при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный 52,96-53,09, алюмосиликатные полые микросферы 9,34-9,37, комплексный реагент ПС 0,06-0,31 и 4%-ный раствор хлорида кальция 37,38-37,48. Технический результат - разработка облегченного тампонажного раствора плотностью 1,46 г/см3 с водоотдачей через глинистую корку 20-30 см3 за 30 минут (патент RU 2196876 C2, МПК E21B 33/138) - прототип.

Ближайшим аналогом является разработка в патенте RU 2272125 C1 (МПК E21B 33/138). Предложен облегченный тампонажный раствор, содержащий, мас.%: портландцемент тампонажный 48,46-60,00, алюмосиликатные полые микросферы 6,66-12,11, праестол марки 611 ВС 0,01-0,07, раствор хлорида кальция плотностью 1,03 г/см3 или растворы хлоридов кальция и натрия плотностью 1,03 г/см3 33,33-41,15. Недостатком указанного аналога является повышенная плотность раствора (1200…1400 кг/м3), и, как следствие, высокая теплопроводность камня, не обеспечивающая теплозащиты мерзлых пород вокруг скважины.

В описанных тампонажных растворах содержится до 12,5 мас.% керамических (алюмосиликатных) микросфер, что не позволяет достичь требуемых низких значений теплопроводности влажного тампонажного материала после затвердевания для возможности его использования в качестве теплозащиты многолетних мерзлых пород от растепления при эксплуатации скважины.

Известен также легкий тампонажный цемент (патент RU 2256774 C2, МПК E21B 33/138), применяемый в качестве строительного материала, в том числе для цементирования нефтяных, газовых и геотермальных скважин, имеющий плотность 1,1-1,4 г/см3, состоящий из смеси одной из марок известного цемента и легковесного наполнителя, который добавляют в количестве 5,0-60,0 мас.% от массы смеси и который состоит из композиции, содержащей полые алюмосиликатные микросферы, каолин и поверхностно-активный гидроксид алюминия. Легковесный наполнитель содержит упомянутые компоненты в следующих количествах, мас.%: полые алюмосиликатные микросферы - 80,0-95,0, каолин - 3,0-15,0, поверхностно-активный гидроксид алюминия - 2,0-5,0. В качестве каолина может быть использован один из известных видов вторичных или обогащенных каолинов, содержащий 30,0-45,0 мас.% Al2O3. Поверхностно-активный гидроксид алюминия может быть получен низкотемпературной карбонизацией алюминатных растворов и имеет удельную поверхность 300-500 м2/г. В качестве одной из марок известного цемента используют портландцемент марки ПЦТ 1-50 или ПЦТ 1-100 или любые цементы, применяемые в строительстве. Данное техническое решение отличается от патентуемой сырьевой смеси наличием в составе раствора каолина в количестве до 15% и поверхностно-активного гидроксида алюминия в количестве до 5%.

В патенте RU 2239050 C1 (МПК E21B 33/138) описан состав для получения однородного облегченного тампонажного раствора плотностью до 1200 кг/м3, способ приготовления тампонажного раствора смешиванием тампонажного цемента с алюмосиликатными микросферами и затворением на жидкости. Предварительно смешивают с микросферами сухой порошкообразный полимерный понизитель водоотдачи в соотношении к массе тампонажного цемента, мас.%: микросферы 10-45, понизитель водоотдачи 0,15-0,45, смесь этих добавок перемешивают с указанным цементом и затем затворяют на жидкости - предварительно приготовленном 0,02-0,08% растворе пеногасителя трибутилфосфата при водотвердом отношении 0,6-0,85. В качестве сухих порошкообразных полимерных понизителей водоотдачи используют сульфоцелл, камцелл, оксиэтилцеллюлозу, поливиниловый спирт, полиакриламид. Данная разработка отличается от предлагаемого технического решения расходом микросфер (до 45% от массы портландцемента) и видом модификаторов.

Состав тампонажного раствора аналогичной плотности представлен в патенте RU 2151267 C1 (МПК E21B 33/138): портландцемент тампонажный 38,89-58,07; алюмосиликатные полые микросферы 6,45-17,14; глинопорошок 0,71-1,78; вода остальное. При затворении тампонажного раствора с облегчающей добавкой - алюмосиликатными полыми микросферами на глинистой суспензии, содержащей глинопорошок и воду, достигается технический результат - снижение плотности тампонажного раствора до 1,25 г/см3 при одновременном увеличении растекаемости раствора, улучшении седиментационной устойчивости и обеспечении остальных технологических параметров раствора и камня. Данная разработка отличается от предлагаемого технического решения расходом микросфер, наличием в составе глинопорошка (до 1,78%) и отсутствием модификаторов.

В патенте EA 003917 B1 (МПК C04B 22/14; C04B 28/02; C04B 28/02) представлен состав облегченного раствора для цементирования нефтяных скважин плотностью в интервале 900…1300 кг/м3. Сырьевая смесь содержит 60…90% (об.) легковесных частиц с размером от 20 мкм до 350 мкм; 10…30% (об.) микроцемента с размером частиц 0,5…5 мкм; 0…20% (об.) с размером частиц 20…50 мкм; 0…30% (об.) гипса. Цементный камень характеризуется пористостью менее 45%. Для получения облегченного раствора могут использоваться полые микросферы, в особенности ценосферы, полые стеклянные микросферы из алюмонатрийборосиликатного стекла, керамические микросферы, полипропиленовые гранулы. Кроме того, указанные растворы могут содержать в своем составе одну или несколько нижеперечисленных добавок: диспергаторы, противоморозные добавки, водоредуцирующие добавки, ускорители и замедлители схватывания, пеногасители. Соотношение компонентов облегчающий наполнитель:микроцемент находится в следующих пределах - от 70:30 до 85:15. При этом процентное соотношение компонентов смеси (по объему) составляет: облегчающий наполнитель с диаметром частиц 100…400 мкм - 50…60%, облегчающий наполнитель с размером частиц 20…40 мкм - 35…40%; микроцемент - 5…20%. Главное отличие данной разработки от патентуемой сырьевой смеси - наличие в составе микроцемента (до 20 об.%) и гипса (до 30 об.%).

Сырьевая смесь для получения облегченного тампонажного раствора включает в себя: тампонажный портландцемент, облегчающий наполнитель (полые керамические микросферы), комплексную добавку и жидкость затворения.

В качестве вяжущего вещества используются портландцементы тампонажные по ГОСТ 1581-96. При нормальных температурах (15…50°C) рекомендуется применять портландцемент тампонажный ПЦТ-I-50 и ПЦТ-II-50, а при умеренных (50…100°C) - ПЦТ-I-100 и ПЦТ-II-100.

Наполнитель представляет собой полые керамические микросферы - КМС производства Фирмы «Стройтек» (г.Ногинск, Московская область) по ТУ-6-48-108-94. Насыпная плотность микросфер - 320…370 кг/м3. Истинная средняя плотность - 750 кг/м3. Средняя плотность материала оболочки микросферы - 2450 кг/м3. Диапазон размеров находится в пределах 40…100 мкм. Наличие в составе смеси микросфер размером менее 60 мкм и более 250 мкм ограничено и не превышает 10%, теплопроводность микросфер 0,08 Вт/м·°C при 20°C. Состав внутренней газовой фазы CO2~70%, N2~30%. Предел прочности на сжатие - 15…29 МПа. Твердость оболочки по шкале Мооса 5…6.

В качестве модификатора использовалась комплексная добавка длительной жизнеспособности «Murapor Combi 756» фирмы «MC-Bauchenie Russia» средней плотностью 1,14…1,155 кг/дм3. Комплексная добавка состоит из пластифицирующего компонента на основе сульфированного нафталинформальдегида, воздухововлекающего компонента - лаурилсульфатнатрия и замедлителя схватывания на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты.

В качестве жидкости затворения используется вода или 2…8%-ный водный раствор ускорителя сроков схватывания - хлорида кальция или хлорида натрия.

Расход КМС варьируется в пределах от 20 до 60% от массы портландцемента, расход модификатора 0,15…0,3% от массы портландцемента. Водоцементное отношение в пределах 0,67…1,03.

Таким образом, с учетом водоцементного отношения и расхода микросфер, соотношение компонентов раствора в % от массы сырьевой смеси следующее:

Тампонажный портландцемент 38…53,5%
Полые керамические микросферы 10,7…22,8%
Комплексная добавка «Murapor Combi 756» 0,114…0,16%
Жидкость затворения (вода или 2-8% раствор
хлорида натрия или хлорида кальция) Остальное
Таблица 1
Составы и свойства облегченных тампонажных растворов с полыми керамическими микросферами
Доля компонентов раствора (% от массы цемента) Доля компонентов раствора (% от массы сырьевой смеси) В/Ц ρр, кг/м3 Сроки схватывания, ч-мин
ПЦТ КМС Вода1 МК ПЦТ КМС Вода1 МК начало конец
1 100 20 67 0,3 53,47 10,69 35,68 0,16 0,67 1305 2-00 3-05
2 100 30 74 0,3 49,02 14,71 36,123 0,147 0,74 1205 3-05 4-10
3 100 40 85 0,3 44,44 17,78 37,647 0,133 0,85 1119 3-10 4-15
4 100 50 94 0,3 40,98 20,49 38,407 0,123 0,94 1057 3-10 4-40
5 100 60 103 0,3 38,02 22,81 39,056 0,114 1,03 1010 3-15 5-20
6 100 20 67(2) 0,3 53,47 10,69 35,68 0,16 0,67 1309 1-50 3-00
7 100 20 67(8) 0,3 53,47 10,69 35,68 0,16 0,67 1313 1-40 2-45
8 100 40 85(2) 0,3 44,44 17,78 37,647 0,133 0,85 1124 3-00 4-00
9 100 40 85(8) 0,3 44,44 17,78 37,647 0,133 0,85 1128 2-50 3-45
10 100 60 103(2) 0,3 38,02 22,81 39,056 0,114 1,03 1016 3-05 5-00
11 100 60 103(8) 0,3 38,02 22,81 39,056 0,114 1,03 1020 2-45 4-40
12 прототип 52,96 9,34 37,642 0,063 0,66 1464 1-20 2-10
Примечания: ρp - средняя плотность раствора;
«МК» - комплексная добавка длительной жизнеспособности «Murapor Combi 756».
1 - жидкость затворения, включающая 2 или 8% раствор хлорида натрия или хлорида кальция (проценты концентрации раствора указаны в скобках).
2 - жидкость затворения прототипа включает 4% раствор хлористого кальция.
3 - комплексный реагент ПС.
Таблица 2
Физико-механические и теплофизические характеристики облегченного тампонажного камня с керамическими микросферами
№ п/п Состав раствора, мас.% ρp, кг/м3 ρк, кг/м3 Rb, МПа Rbtf, МПа Rсц, МПа λ, Вт/(м·°C) λвыс, Вт/(м·°C)
ПЦТ - 53,47
1 КМС - 10,69 1305 1300 3,36 1,4 2,3 0,54 0,26
МК - 0,16
Вода - 35,68
ПЦТ - 49,02
2 КМС - 14,71 1205 1180 3,5 1,4 1,7 0,44 0,09
МК - 0,147
Вода - 36,123
ПЦТ - 44,44
3 КМС - 17,78 1119 1108 3,54 1,3 1,5 0,45 0,10
МК - 0,133
Вода - 37,647
ПЦТ - 40,98
4 КМС - 20,49 1057 1028 2,95 1,27 1,1 0,38 0,088
МК - 0,123
Вода - 38,407
ПЦТ - 38,02
5 КМС - 22,81 1010 970 2,6 1,25 1,03 0,32 0,085
МК - 0,114
Вода - 39,056
ПЦТ - 53,47
6 КМС - 10,69 1309 1301 3,6 1,5 2,31 0,53 0,26
МК - 0,16
Вода1 - 35,68
ПЦТ - 53,47
7 КМС - 10,69 1313 1303 3,5 1,45 2,28 0,52 0,256
МК - 0,16
Вода1 - 35,68
ПЦТ - 44,44
КМС - 17,78 1124 1108 3,45 1,28 1,45 0,44 0,11
МК - 0,133
Вода1 - 37,647
ПЦТ - 44,44
9 КМС - 17,78 1128 1112 3,35 1,32 1,4 0,43 0,112
МК - 0,133
Вода1 - 37,647
ПЦТ - 38,02
КМС - 22,81 1016 976 2,5 1,22 1,05 0,33 0,086
10 МК - 0,114
Вода1 - 39,056
ПЦТ - 38,02
11 КМС - 22,81 1020 980 2,55 1,2 1,0 0,325 0,087
МК - 0,114
Вода1 - 39,056
Прототип:
ПЦТ - 52,96
12 КМС4 - 9,34 1464 1450 3,92 1,5 2,15 0,69 0,38
Вода2 - 37,64
ПС3 - 0,06
Примечания: ρp - средняя плотность раствора;
ρк - средняя плотность камня;
Rb - предел прочности на сжатие;
Rbtf - предел прочности на растяжение при изгибе;
Rсц - прочность сцепления со сталью;
λ - теплопроводность камня во влажном состоянии;
λвыс - теплопроводность камня в высушенном состоянии.
1 - жидкость затворения, включающая 2 или 8% раствор хлорида натрия или хлорида кальция (проценты концентрации раствора указаны в скобках).
2 - жидкость затворения прототипа включает 4% раствор хлористого кальция.
3 - комплексный реагент ПС.
4 - алюмосиликатные полые микросферы.

Облегченный тампонажный материал с керамическими микросферами приготавливается и закачивается с использованием традиционного цементировочного оборудования.

Технический эффект - получение облегченного тампонажного раствора с КМС средней плотностью 1010…1300 кг/м3 в зависимости от расхода микросфер и их насыпной плотности с прочностью тампонажного камня на растяжение при изгибе - не ниже 1,2 МПа в возрасте 2 сут. Коэффициент теплопроводности тампонажного камня в сухом состоянии 0,085…0,26 Вт/(м·°C).

Облегченные теплоизоляционные тампонажные растворы с КМС имеют повышенную однородность во времени: не расслаиваются, отсутствует всплытие микросфер и отстой воды. Такие растворы не требуют обязательного использования высокомолекулярных полимерных стабилизирующих добавок. Свойства

Таблица 3
Основные свойства тампонажных растворов с КМС
Средняя плотность раствора, кг/м3 1000 1100 1200 1300
Средняя плотность в сухом состоянии, кг/м3 800 900 1000 1100
Прочность при сжатии, МПа, не менее 2,6 2,8 6,5 7,5
Прочность при изгибе, МПа, не менее 1,2 1,3 1,5 2
Морозостойкость, циклы, не менее 35 50 75 75
Теплопроводность в сухом состоянии, Вт/м·°C 0,085 0,09 0,11 0,20

тампонажных материалов предлагаемых составов выгодно отличаются от облегченных тампонажных материалов с фильтроперлитом - ФП, вспученным вермикулитовым песком - ВВП, вспученным перлитовым песком - ВПП, полимерными полыми микросферами - ПМС и полыми стеклянными микросферами - ПСМС.

По сравнению с ближайшим аналогом достигнут технический результат, заключающийся в пониженной плотности раствора 1000 кг/м3 против 1300 кг/м3 у аналога, при сохранении прочности на сжатие и изгиб. За счет этого снижается теплопроводность тампонажного камня, что обеспечивает предотвращение растепления горных пород вокруг скважины.

Разработанный раствор можно использовать в качестве пассивной теплозащиты многолетних мерзлых пород от растепления и, одновременно, как тампонажный материал в различных горно-геологических условиях.

Применение предлагаемого теплозащитного материала дает возможность значительно снизить трудовые, энергетические, материальные и финансовые затраты при строительстве, повысить надежность при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Сырьевая смесь для получения облегченного тампонажного раствора, включающая тампонажный портландцемент, модифицирующую добавку, облегчающий наполнитель и жидкость затворения, отличающаяся тем, что в качестве модифицирующей добавки содержит комплексную добавку длительной жизнеспособности «Murapor Combi 756», а в качестве наполнителя - полые керамические микросферы при соотношении ингредиентов, мас.%:

Тампонажный портландцемент 38…53,5
Полые керамические микросферы 10,7…22,8
Комплексная добавка «Murapor Combi 756» 0,114…0,16
Жидкость затворения - вода или 2-8%-ный раствор
хлорида натрия или хлорида кальция Остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к разрушающим композициям для регулированного разрушения текучих сред разрыва боратного структурирования и способу их получения и использования, при этом композиция включает окислительный компонент и сложноэфирный компонент.

Изобретение относится к тампонажным растворам для изоляции продуктивных пластов при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области цементирования обсадных колонн, капитальному ремонту скважин, изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых перетоков, и используется в качестве индикатора для получения раствора с информативными свойствами о качестве цементирования, определения интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределения его по вертикали за колонной.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям с информативными свойствами о качестве цементирования, определении интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределении его объемов по вертикали за колонной при цементировании обсадных колонн, эксплуатации, изоляции пластовых вод, капитальном ремонте и ликвидации скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°С.
Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением - АНПД, а именно к облегченным тампонажным смесям с высокими изолирующими свойствами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и прорыва газа в нефтяные скважины
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, конкретно к производству проппантов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности, к тампонажным смесям, предназначенным для изоляции зон интенсивного (полного) поглощения

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин
Наверх