Тампонажный раствор


 


Владельцы патента RU 2487910:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для крепления скважин, и может быть использовано при строительстве скважин в солевых отложениях в температурном диапазоне от 60° до 150°С. Технический результат, достигаемый предлагаемым тампонажным раствором, заключается в простоте приготовления, сохранении стабильности солевых отложений при контакте с ними, формировании прочного цементного камня в условиях действия повышенных температур при использовании в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости. Тампонажный раствор содержит, (мас.ч.): тампонажный портландцемент 60-70; кремнезем 30-40; феррохромлигносульфонат 1,5-2; глицерин, или триэтиленгликоль, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в триэтиленгликоле 10-20; насыщенный водный раствор NaCl 40-45. 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным растворам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в температурном диапазоне от 60° до 150°С.

Известен тампонажный раствор (SU №1714089 A1, Е21В 33/138, 23.02.1992), содержащий в своем составе следующие ингредиенты, мас.ч.:

- портландцемент 100
- оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) 0,3-0,4
- декстрин 0,1-0,2
- вода 55-60.

К недостаткам известного тампонажного раствора относят низкую прочность, малую термостойкость и склонность к усадочным деформациям цементного камня.

Известен тампонажный раствор (RU №2149981 C1, Е21В 33/138, 27.05.2000), включающий цемент, оксиэтклцеллюлозу (ОЭЦ), воду и меламинсодержащий продукт, в качестве которого используют меламиноформальдегидную смолу или смесь меламиновых смол при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:

- цемент 100,
- оксиэтилцеллюлоза 0,3-0,5,
- меламиноформальдегидная смола 0,5-1,0,
- вода 40-50.

Известный тампонажный раствор обладает пониженной водоотдачей, термостабильностью, седиментационной устойчивостью в период его прокачивания и повышенной устойчивостью к прорыву пластового флюида в условиях действия пластовых температур до 100°C.

К недостаткам известного раствора относятся:

- использование в составе меламинсодержащих продуктов, относящихся к 1-му классу опасности;

- использование высоковязкого полимера ОЭЦ, снижающего прочность твердеющего цементного камня.

Применение тампонажных растворов, приготовленных путем затворения портландцемента пресной водой, в условиях залегания солевых отложений не обеспечивает надежной герметизации разобщенного пространства и приводит к растворению солей, слагающих стенки скважины. Кроме того, при непосредственном контакте тампонажного раствора с солевыми средами изменяются его технологические свойства: увеличивается вязкость, возникает коррозия цементного камня, резко сокращаются сроки загустевания, что на практике приводит к увеличению продавочного давления и гидроразрыву пластов.

Задача, на которую направлено предлагаемое изобретение, состоит в получении тампонажного раствора с синтетической дисперсионной средой, предназначенного для крепления нефтегазовых скважин в условиях залегания соленых отложений в температурном диапазоне от 60° до 150°C.

Технический результат, достигаемый предлагаемым тампонажным раствором, заключается в простоте приготовления, сохранении стабильности солевых отложений при контакте с ними, формировании прочного цементного камня в условиях действия повышенных температур при использовании в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости.

Тампонажный раствор, благодаря насыщению жидкости затворения солями, сохраняет устойчивость солевых отложений. Однако известно, что соли-электролиты отрицательно влияют на свойства формируемого цементного камня, приводя к его усадке и снижению прочности.

Экспериментально было доказано, что для нейтрализации отрицательного воздействия солей-электролитов в жидкость затворения целесообразно вводить жидкие углеводородные соединения, благодаря чему снижается ее диэлектрическая проницаемость (таблица 1) и в результате чего наблюдается:

- стабильность солевых пород при контакте с тампонажным раствором;

- затвердевание раствора в прочный непроницаемый камень;

- увеличение цементного камня в объеме.

Результаты экспериментальных данных отражены в таблице 1, где приведена зависимость электрического сопротивления насыщенного раствора хлористого натрия от концентрации углеводородов. В качестве углеводородов использовались триэтиленгликоль (ТЭГ), глицерин и 10%-ный раствор эпоксидной смолы (ЭД-20) в триэтиленгликоле.

Технический результат изобретения достигается за счет того, что тампонажный раствор, включающий пресную воду, минерализованную солями-электролитами, тампонажный портландцемент, кремнезем (свободная двуокись кремния - SiO2 составляет основу кварцевого песка), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), содержит синтетическую жидкость, такую как глицерин, или триэтиленгликоль, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы (ЭД-20) в ТЭГ при соотношении ингредиентов, мас.ч.:

тампонажный портландцемент 60-70;
кремнезем 30-40;
ФХЛС 1,5-2;
глицерин,
или триэтиленгликоль (ТЭГ),
или 10%-ный раствор эпоксидной смолы
(ЭД-20) в ТЭГ 10-20;
насыщенный водный раствор NaCl 40-45.

ФХЛС получают путем обработки сульфит-спиртовой барды сернокислым железом и бихроматом натрия.

ФХЛС представляет собой порошок коричнево-зеленого цвета, хорошо растворяющийся в воде, имеющий рН=4-4.5. ФХЛС позволяет снизить вязкость и частично фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов, а также растворов кальциевого типа и загрязненных цементом, антигидритами и поливалентными солями.

Тампонажный раствор может быть приготовлен следующим образом: в пресной воде, взятой в необходимом количестве, растворяют хлорид натрия до полного насыщения воды. В полученный раствор добавляют синтетическую жидкость, например многоатомный спирт, такой как триэтиленгликоль, или глицерин, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы, и тщательно перемешивают до получения однородной эмульсии. В полученную жидкость затворения вводят тампонажную смесь, приготовленную путем перемешивания кремнезема (кварцевого песка), ФХЛС и портландцемента. Приготовление тампонажного раствора осуществляется с помощью мешалки с числом оборотов 18000 об/мин в соответствии со стандартом API 10 А:2007.

Насыщение дисперсионной среды тампонажного раствора хлористым натрием обеспечивает высокое сцепление получаемого цементного камня с солевой породой, а введение синтетических соединений нейтрализует отрицательное воздействие электролитов на прочность цементного камня. Об этом свидетельствуют результаты проведенного эксперимента: солевой керн заполнялся тампонажным раствором. Проводилась визуальная оценка на предмет сохранения керна и определялась прочность на сцепление цементного камня с образцом. Результаты экспериментальных данных отражены в таблицах, где приведены зависимости физико-химических свойств цементного камня и тампонажных растворов от содержания синтетической дисперсионной среды (таблица 2), минерализованной дисперсионной среды (таблица 3) и при ведении добавок-замедлителей (таблица 4).

Для определения оптимальной рецептуры тампонажного раствора были приготовлены составы с добавлением соответственно синтетических жидкостей (таблица 2), минерализованной дисперсионной средой (таблица 3) и добавлением лигносульфонатов (таблица 4).

Физико-механические свойства цементного камня и приготовленных тампонажных растворов проверялись путем добавления в жидкость затворения (пресной воды) различных синтетических соединений. Растворы приготавливались на портландцементе (Ц) марки ПЦТ 1G-CC-1 при В/Ц=0,45, (В - вода).

Как видно из таблицы 2 добавление в жидкость затворения тампонажного ТЭГ (примеры 2-4) приводит к увеличению прочности цементного камня по сравнению с тампонажным раствором, приготовленным на пресной воде (пример 1). При добавлении в состав тампонажного раствора композиции из многоатомного спирта и эпоксидной смолы ЭД-20 рост прочности цементного камня продолжается (примеры 5, 6 и 8, 9), однако при высоких концентрациях смеси прочность камня начинает снижаться (примеры 7 и 10). Смесь спиртов глицерина и ТЭГ с эпоксидной смолой при добавлении в жидкость затворения незначительно повышает прочность цементного камня (примеры 11 и 12). Добавление парафинового латекса, состоящего из смеси смол и полиэлектролита, не оказывает существенного изменения прочности цементного камня (примеры 13, 14).

Ввод спирта и композиции на основе спирта и эпоксидной смолы способствует увеличению седиментационной устойчивости тампонажного раствора, о чем свидетельствует отсутствие водоотделения (таблица 2, примеры 4-12).

Составы, полученные при добавлении в жидкость затворения синтетических соединений, при затвердевании образуют прочный цементный камень, однако, их использование в соленосных отложениях не обеспечивает сохранение устойчивости данных пород и не позволяет достичь герметично зацементированного пространства, поэтому были приготовлены составы с минерализованной дисперсионной средой и добавлением синтетических соединений.

В таблице 3 приведены результаты исследования свойств тампонажного раствора, приготовленного на минерализованной дисперсионной среде.

Как видно из таблицы 3, минерализация дисперсионной среды обеспечивает рост прочности цементного камня (примеры 1-9), однако прочность камня на сцепление с солью увеличивается только с повышением концентрации синтетических добавок (примеры 3, 5, 7 и 9).

В таблице 4 приведены свойства тампонажного раствора, приготовленного на цементе марки ПЦТ 1G-CC-1 и обработанного добавками-замедлителями сроков схватывания.

Как видно из таблицы 4, наиболее эффективна добавка ФХЛС (примеры 3, 9 и 12). Эта добавка обеспечивает подвижность тампонажного раствора в течение 200-240 мин, что вполне достаточно для продавки раствора в цементируемый участок скважины. Неэффективны в использовании реагенты нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) и карбоксиметилцеллюлозы КМЦ (пример 5), а также смеси реагентов полиакрилата, кальцинированной соды и полимера Melflux 5588 (пример 10), поскольку получаемые растворы не схватываются. Остальные реагенты не оказывают существенного замедляющего эффекта, к тому же снижают прочность получаемого цементного камня (примеры 2, 4, 7, 8 и 11).

Приведенные в таблицах 1-4 результаты позволяют установить оптимальную рецептуру тампонажного раствора для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях при повышенных температурах.

Таблица 1
Концентрация углеводорода, мас.ч. Плотность, кг/м3 Электрическое сопротивление, Ом·м
Триэтиленгликоль 10 1200-1210 0,12
20 1200-1210 0,12-0,13
30 1210 0,18-0,2
40 1210 0,28-0,30
50 1210 0,28-0,3
Глицерин 10 1200 0,1
20 1210 0,11-0,12
30 1210 0,2-0,22
40 1210 0,25-0,28
50 1210 0,28-0,3
10%-ный раствор ЭД-20 в триэтиленгликоле 10 1210 0,15
20 1210 0,15
30 1220 0,19
40 1220 0,22
50 1220 0,30
Без наполнителя - 1180 0,08
Таблица 2
№ п/п Марка портландцемента Вид добавки Содержание, масс.ч. Растекаемость тампонажного раствора, мм Сцепление цементного камня с металлом через 48 ч, МПа Прочность цементного камня на изгиб через 48 ч, МПа Водоотделение, мл/120 мин
1. ПЦТ 1G-CC-1 - - 240 1,25 5,04 3
2. ПЦТ 1G-СС-1 10 190 2,45 6,12 0,5
3. ПЦТ 1G-CC-1 ТЭГ 20 180 3,4 8,12 0,5
4. ПЦТ 1G-CC-1 30 180 2,33 6,52 нет
5. ПЦТ 1G-CC-1 10 230 3,67 9,64 нет
6. ПЦТ 1G-CC-1 ЭД-20+ТЭГ 20 185 2,57 10,15 нет
7. ПЦТ 1G-CC-1 30 180 3,0 5,2 нет
8. ПЦТ 1G-CC-1 10 180 6,3 12,4 нет
9. ПЦТ 1G-CC-1 ЭД-20+глицерин 20 180 3,55 12,0 нет
10. ПЦТ 1G-CC-1 30 менее 180 2,5 6,4 нет
11. ПЦТ 1G-CC-1 (глицерин+ТЭГ)+ЭД-20 10 менее 180 3,60 8,75 нет
12. ПЦТ 1G-CC-1 20 менее 180 3,85 9,6 нет
13. ПЦТ 1G-CC-1 Латекс парафиновый 3 230 2,05 6,44 2
14. ПЦТ 1G-CC-1 5 215 1,7 5,4 1,5
Таблица 3
№ п/п Жидкость затворения Растекаемость, мм Плотность, кг/м3 Прочность цементного камня на изгиб через 48 ч, МПа Прочность цементного камня на сцепление с солью через 48 ч, МПа
Вид добавки Концентрация, мас.ч. Рассол
1. - - насыщенный раствор NaCl 240 2170 8,4 3,0
2. ТЭГ 10 насыщенный раствор NaCl 190 2150 8,8 5,0
3. тэг 20 насыщенный раствор NaCl 180 2150 10,4 6,8
4. ЭД-20+ТЭГ 10 насыщенный раствор NaCl 150 2180 12,5 10,1
5. ЭД-20+ТЭГ 20 насыщенный раствор NaCl 140 2180 13,7 11,2
6. ЭД-20+глицерин 10 насыщенный раствор NaCl 210 2120 13,3 10,0
7. ЭД-20+глицерин 20 насыщенный раствор NaCl 200 2120 14,5 12,0
8. Глицерин 10 насыщенный раствор NaCl 210 2130 11,4 8,8
9. Глицерин 20 насыщенный раствор NaCl 240 2130 13,0 11,1

Тампонажный раствор, включающий пресную воду, минерализованную солями электролитами, тампонажный портландцемент, кремнезем, технические лигносульфонаты, отличающийся тем, что в качестве соли электролита используют хлорид натрия NaCl, в качестве технических лигносульфонатов используют феррохромлигносульфонат ФХЛС, раствор дополнительно содержит или глицерин, или триэтиленгликоль ТЭГ, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в ТЭГ при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:

тампонажный портландцемент 60-70
кремнезем 30-40
ФХЛС 1,5-2
глицерин, или триэтиленгликоль ТЭГ,
или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в ТЭГ 10-20
насыщенный водный раствор NaCl 40-45



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам и блокирующим составам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющими производить вскрытие и временную блокаду продуктивных пластов в условиях поглощения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам и блокирующим составам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющими производить вскрытие и временную блокаду продуктивных пластов в условиях поглощения.

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. .

Изобретение относится к способам и составам для обработки подземных формаций, в частности для разрушения загущенных жидкостей, используемых при воздействии на подземную формацию при гидроразрыве пласта (ГРП).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. .

Изобретение относится к тампонажному материалу, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин, и к способу его получения. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при регенерации нефте- и химически загрязненного проппанта и последующем использовании в качестве расклинивающего агента при гидравлическом разрыве пласта

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в неустойчивой кавернозной части ствола скважины
Изобретение относится к химическим реагентам для подавления роста бактерий и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности
Изобретение относится к химическим реагентам для подавления роста бактерий и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности
Изобретение относится к композициям на основе частиц, применяемых при обработке подземных пластов

Изобретение относится к составу добавки, используемой при цементировании буровых скважин в нефтяной и газовой отрасли

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяные скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при удалении асфальтено-смоло-парафиновых отложений АСПО в процессе добычи нефти

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций
Наверх