Тампонажный материал


 


Владельцы патента RU 2530805:

Общество с ограниченной ответственностью "Цементные технологии" (RU)

Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин. Технический результат - получение тампонажного материала, обеспечивающего быстрое твердение при нормальных температурах и обеспечивающего получение термостойкости цементного камня с высокими прочностными характеристиками при температурах 150-250°C. Тампонажный материал содержит портландцемент, кремнеземсодержащий компонент, ускоритель твердения хлорид кальция и пластификатор, причем портландцемент, хлорид кальция и кремнеземсодержащий компонент подвергнуты совместной дезинтеграторной обработке, а кремнеземсодержащий компонент состоит из трепела и кварцевого песка при соотношении 1:10, кроме того, тампонажный материал дополнительно содержит расширяющую добавку и армирующую добавку при следующем соотношении, мас.%: портландцемент - 50-70, кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - 30-50, армирующая добавка - 0,2-0,3 сверх 100%, пластификатор - 0,1-1,0 сверх 100%, хлорид кальция - 0,1-3,0 сверх 100%, расширяющая добавка - 3,0-5,0 сверх 100%. 1 пр., 3 табл.

 

Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

Специфика крепления паронагнетательных скважин состоит в том, что крепление скважин проходит при нормальных (20-40°C), а последующая работа цементного камня должна проходить при высоких (более 150°C) температурах.

Традиционные портландцементы могут применяться при креплении скважин, имеющих температуру ниже 100°C. При температурах выше 100°C цементный камень начинает терять свою прочность и увеличивать проницаемость за счет термической коррозии. Стойкими к термической коррозии являются цементы, состав продуктов, твердение которых представлено низкоосновными гидросиликатами кальция, имеющими соотношения CaO/SiO2 (C/S)<1,2.

Известны составы тампонажных материалов, обладающие термостойкостью, например: цементо-песчаные смеси [Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным скважинам. - М.: Недра, 1987, с.135-137], шлако-песчаные цементы [Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным скважинам. - М.: Недра, 1987, с.138-139], известково-кремнеземистые вяжущие [Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным скважинам. - М.: Недра, 1987, с.152-153].

Недостатком известных составов является недостаточная их термостойкость или низкий темп набора прочности при температурах ниже 40°C.

Известен тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий в мас.%: клинкер 25-40; гипс 3-6; кварцевый песок 35-38; шлак основной 20-22 и добавку «ИР-1» 2-9 [Патент РФ №2220275, кл. E21B 33/138, опубл. 2003 г.].

Также известен тампонажный материал, содержащий в мас.%: портландцементный клинкер 76-80; гипс 4-5; молотый никелевый шлак 15-20 [Патент РФ №2111340, кл. E21B 33/138, опубл. 1998 г.].

Также известен тампонажный материал, содержащий в мас.%: шлако-песчаный цемент 30-70 и портландцемент 30-70. При этом шлакопесчаный цемент содержит 50-60% шлака и 40-50% кварцевого песка [Авт. свид-во СССР №981585, кл. E21B 33/138, опубл. 1982 г.].

Известен тампонажный материал, предназначенный для использования в скважинах, подвергающихся термическим методам воздействия, и содержащий в мас.%: тампонажный портландцемент 55-77; кварцевый песок 20-35; шлак синтетический известково-глиноземистый 3-10 [Авт. свид-во СССР №1654540, кл. E21B 33/138, опубл. 1991 г.].

Указанные известные составы характеризуется теми же недостатками, что и вышеприведенные аналоги.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по совокупности признаков является тампонажный материал для паронагнетательных скважин [Патент РФ, №2359988, кл. C09K 8/467, опубл. 2009 г., бюл. 19], содержащий портландцемент, кварцевый песок, аморфную двуокись кремния и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Портландцемент 50-80

Кварцевый песок 10-45

Аморфная двуокись кремния до 10

Вода до В/Ц = 0,35-0,52

Тампонажный состав дополнительно содержит регуляторы технологических свойств, в качестве которых применяются ускоритель сроков схватывания хлорид кальция или хлорид натрия до 5 мас.ч., и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч., и/или пластификатор лигносульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б. до 0,7 мас.ч., и/или реагент Полицем ДФ до 0,3 мас.ч., пеногаситель - модифицированный кремнийорганический полимер.

Недостатком указанного тампонажного материала является его низкая скорость твердения при низких температурах и низкая термостойкость камня после твердения при высоких температурах.

Целью изобретения является получение состава тампонажного материала, обеспечивающего быстрое твердение при нормальных температурах и обеспечивающего получение термостойкости цементного камня с высокими прочностными характеристиками при температурах 150-250°C.

Поставленная цель достигается тем, что тампонажный материал, включающий портландцемент, кремнеземсодержащий компонент, ускоритель твердения - хлорид кальция и пластификатор, согласно изобретению содержит портландцемент, хлорид кальция и кремнеземсодержащий компонент, подвергнутые совместной дезинтеграторной обработке, причем кремнеземсодержащий компонент состоит из трепела и кварцевого песка при соотношении 1:10, кроме того, тампонажный материал дополнительно содержит расширяющую добавку и армирующую добавку при следующем соотношении, мас.%:

портландцемент - 50-70;

кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - 30-50;

армирующая добавка - 0,2-0,3 сверх 100%;

пластификатор - 0,1-1,0 сверх 100%;

хлорид кальция - 0,1-3,0 сверх 100%

расширяющая добавка - 3,0-5,0 сверх 100%.

В предлагаемом изобретении используются новые ингредиенты и их дезинтеграторная обработка, что свидетельствует о соответствии изобретения критерию «новизна».

Сущность изобретения заключается в следующем.

Замена части активного цемента добавками инертными при температурах ниже 100°C, в данном случае кремнеземсодержащими компонентами, замедляет твердение цемента при нормальных и низких температурах. Поэтому прочность получаемого камня существенно снижается. Дезинтеграторная обработка портландцемента активирует его, повышает скорость твердения и прочность получаемого камня, компенсируя тем самым снижение прочности от уменьшения доли цемента в тампонажном материале.

Совместная дезинтеграторная обработка с цементом хлорида кальция приводит к тому, что последний быстрее растворяется в жидкости растворения по сравнению с хлоридом кальция, не подвергнутым дезинтеграторной обработке. Поэтому хлорид кальция раньше начинает выступать ускорителем твердения цементного раствора, дополнительно повышая прочность цементного камня. В научно-технической литературе известно применение дезинтеграторной обработки тампонажных цементов. Однако из научно-технической литературы не известно ее применение для активации растворения хлорида кальция, обеспечивающее ускоренное твердение цемента.

Ввод в тампонажный материал расширяющей добавки будет обеспечивать дополнительное упрочнение цементного камня, твердеющего в межколонном пространстве или против плотных непроницаемых пород.

Наличие армирующей добавки обеспечивает стабильность тампонажного раствора и усиливает эффект расширения. Это связано с тем, что при твердении цементов протекает два конкурирующих процесса. Первый - усадка, вызываемая контракцией, второй - расширение, связанное с увеличением объема образовавшегося цементного геля по сравнению с объемом цемента. Суммарный результат этих процессов, разнонаправленно влияющих на изменение объема твердеющей системы, и будет определять усадку или расширение при твердении цементов. Поскольку армирующая добавка снижает усадку, то даже при минимальном количестве расширяющих добавок в цементе можно получить некоторое увеличение объема цементного камня при твердении.

В научно-технической литературе известно применение дисперсного армирования тампонажных цементов. Однако из научно-технической литературы не известно ее применение для повышения эффекта расширения и дополнительного упрочнения цементного камня в ранние сроки твердения.

Наличие в кремнеземсодержащем компоненте предлагаемой заявки кварцевого песка и трепела приводит к тому, что кварцевый песок, превращенный после дезинтеграторной обработки в кварцевую муку, вступая во взаимодействие с гидроксидом кальция, образующимся при гидратации цемента, образует низкоосновные гидросиликаты кальция, обладающие повышенной термической стойкостью при температурах, выше 100°C. Трепел, обладая высокоразвитой аморфизированной поверхностью, начинает связывать образующийся гидроксид кальция уже при температурах 40-60°C. С одной стороны, это приводит к образованию низкоосновных гидросиликатов кальция при этих температурах, с другой, обеспечивает резкое загустевание тампонажного раствора, резко сокращая период между окончанием процесса цементирования и началом схватывания цементного раствора, исключая негативные процессы седиментации и расслоения тампонажного раствора, развивающиеся в затрубном пространстве скважины.

В научно-технической литературе известно применение молотого кремнезема в тампонажных цементах. Однако из научно-технической литературы не известно его применение после дезинтеграторной обработки совместно с трепелом в соотношении 1:10.

Таким образом, сказанное выше указывает на соответствие заявляемого изобретения критерию «изобретательский уровень».

В предлагаемом изобретении использовались:

тампонажный портландцемент ПЦТ-I 50 ГОСТ 1581-96;

кварцевый песок, имеющий в своем составе не менее 95% SiO2;

трепел, содержащий не менее 80% SiO2;

расширяющая добавка оксидного типа на основе CaO;

армирующая добавка - базальтовую фибру с длиной волокон 3 мм;

пластификатор - Полипласт СП-1 по ТУ 5870-005-58042865-05;

кальций хлористый технический кальцинированный по ГОСТ 450-77.

Пример реализации изобретения.

Тампонажный материал готовят следующим образом: портландцемент, хлорид кальция, кварцевый песок и трепел совместно обрабатывают в дезинтеграторе.

Затем в полученную смесь вводят все добавки в необходимых соотношениях.

В качестве примера рассмотрим технологию приготовления тампонажного материала с соотношением: портландцемент - 60%; кремнеземсодержащий компонент - 40%; армирующая добавка - 0,2%; пластификатор - 0,5%; хлорид кальция - 0,1%; расширяющая добавка - 5% (состав №3 из таблиц 1 и 2). При этом количество армирующей добавки, пластификатора, хлорида кальция и расширяющей добавки бралось сверх 100%.

Для приготовления тампонажного материала было взято 1200 г портландцемента, 2 г хлорида кальция, 800 г кремнеземсодержащего компонента, состоящего из 72 г трепела и 720 г кварцевого песка, которые подвергли обработке в дезинтеграторе при скорости соударения частиц 250 м/с. К полученной сухой смеси добавили 4 г базальтовой фибры, 100 г расширяющей добавки и 10 г пластификатора СП-1.

Из полученного тампонажного материала готовились растворы с водоцементным отношением 0,5. Приготовленные растворы использовались для определения их свойств и изготовления образцов для испытания на изгиб и сжатие, а также для проведения рентгеноструктурных исследований. Испытания полученного тампонажного материала проводились согласно ГОСТ 1581-96. Результаты испытаний данной пробы, а также других составов, твердевших при температурах 40, 160°C, приведены в табл.1 и 2.

Таблица 1
Свойства тампонажного раствора и камня (Температура твердения - 40°C, давление - 10 МПа)
Состав, % Свойства раствора Водоотделение, мл Прочность, МПа
через 24 ч
ΔV, %
ПЦ КК АД Пл ХК РД В/Ц 2R, мм ρ, кг/м3 изгиб сжатие
1 70 30 0,2 0,1 3,0 4,0 0,45 220 1850 1,0 4,4 9,1 1,5
2 50 50 0,2 1,0 1,5 3,0 0,45 260 1830 1,5 3,4 8,2 0,5
3 60 40 0,2 0,5 0,1 5,0 0,45 230 1820 1,5 3,9 8,4 2,6
4 70 30 0,25 0,1 0,1 4,0 0,45 220 1850 3,5 4,0 8,9 1,4
5 50 50 0,25 1,0 1,0 3,0 0,45 250 1830 3,5 3,3 8,0 0,6
6 60 40 0,25 0,5 0,5 5,0 0,45 220 1820 4,0 3,8 8,1 3,0
7 70 30 0,3 0,1 0,1 4,0 0,45 210 1850 2,5 4,2 8,8 2,7
8 50 50 0,3 1,0 1,0 3,0 0,45 250 1830 3,0 3,2 7,8 0,8
9 60 40 0,3 0,5 0,5 5,0 0,45 220 1820 3,5 3,7 8,0 3,0
Таблица 2
Свойства тампонажного раствора и камня (Температура твердения - 160°C, давление - 40 МПа)
Состав, % Свойства раствора Водоотделение, мл Прочность, МПа
через 24 ч
ПЦ КК АД Пл ХК РД В/Ц 2R, мм ρ, кг/м3 изгиб сжатие
1 70 30 0,2 0,1 3,0 4,0 0,45 220 1850 1,0 12,5 28,0
2 50 50 0,2 1,0 1,5 3,0 0,45 260 1830 1,5 11,0 26,3
3 60 40 0,2 0,5 0,1 5,0 0,45 230 1820 1,5 11,7 28,0
4 70 30 0,25 0,1 0,1 4,0 0,45 220 1850 3,5 11,7 28,5
5 50 50 0,25 1,0 1,0 3,0 0,45 250 1830 3,5 10,3 26,0
6 60 40 0,25 0,5 0,5 5,0 0,45 220 1820 4,0 11,6 27,6
7 70 30 0,3 0,1 0,1 4,0 0,45 210 1850 2,5 12,0 27,9
8 50 50 0,3 1,0 1,0 3,0 0,45 250 1830 3,0 11,3 27,0
9 60 40 0,3 0,5 0,5 5,0 0,45 220 1820 3,5 11,4 27,1
Примечания:
ПЦ - портландцемент;
КК - кремнеземсодержащий компонент;
АД - армирующая добавка;
Пл - пластификатор;
ХК - хлорид кальция;
РД - расширяющая добавка.

Таким образом, приведенный пример реализации изобретения показывает его соответствие критерию «практическая применимость».

На буровой из данного тампонажного материала по общепринятой технологии готовят тампонажный раствор.

Из таблиц видно, что разработанные по предлагаемому способу тампонажные материалы эффективны при температурах 40-160°C и удовлетворяют ГОСТ 1581-96. Эффект расширения тампонажного материала при твердении обеспечит высокую герметичность контактов: цементный камень - обсадная колонна и цементный камень - горная порода.

При этом раствор имеет низкую водоотдачу 50 см3/30 мин.

Кроме того, камень, приготовленный из предлагаемого тампонажного материала при температуре 22°C (состав 6 табл.1), подвергался циклическому воздействию высокой температуры (220°C). Результаты испытаний, приведенные в таблице 3, показывают завершенность процессов гидратации вяжущего в течение короткого времени и отсутствие в камне термической коррозии.

В/Ц Прочность на изгиб/сжатие при циклическом воздействии температурой 220°C, МПа
ОЗЦ
48 ч
1 цикл (3 сут) 2 цикл (4 сут) 3 цикл (5 сут) 4 цикл (6 сут) 5 цикл (7 сут)
0,45 3,07/11,17 3,65/11,8 5,66/15,6 4,06/17,8 4,64/19,6 5,2/19,6

Это было показано и по результатам исследования фазового состава продуктов твердения через 2 и 7 суток твердения при температуре 160°C. Рентгеноструктурный анализ проводился на рентгеновском дифрактометре ДРОН 407 с использованием программы для управления процессом съемки DIFWin 1 и программы обработки данных ToUDFpr. Дифрактограммы полученных в результате съемки образцов идентичны, и они представлены низкоосновными гидросиликатами кальция, являющимися термодинамически устойчивыми соединениями. Результаты рентгенофазового анализа показали, что в испытуемых образцах не обнаружено ни свободного гидроксида кальция, ни высокоосновных гидросиликатов кальция. Это свидетельствует о том, что даже за короткий срок твердения испытуемого цемента процессы формирования низкоосновных гидросиликатов кальция завершились, и в них невозможно протекание процессов коррозии.

Тампонажный материал, включающий портландцемент, кремнеземсодержащий компонент, ускоритель твердения - хлорид кальция и пластификатор, отличающийся тем, что он содержит портландцемент, хлорид кальция и кремнеземсодержащий компонент, подвергнутые совместной дезинтеграторной обработке, причем кремнеземсодержащий компонент состоит из трепела и кварцевого песка при соотношении 1:10, кроме того, тампонажный материал дополнительно содержит расширяющую добавку на основе CaO и армирующую добавку - базальтовую фибру с длиной волокна 3 мм, в качестве пластификатора содержит Полипласт СП-1 при следующем соотношении, мас.%: портландцемент - 50-70; кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - 30-50; базальтовая фибра с длиной волокна 3 мм - 0,2-0,3 сверх 100%; пластификатор Полипласт СП-1 - 0,1-1,0 сверх 100%; хлорид кальция - 0,1-3,0 сверх 100%; расширяющая добавка на основе CaO - 3,0-5,0 сверх 100%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - уменьшение показателя высокотемпературной фильтрации бурового раствора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес. %: реагент ПАФ-13А 1,5-15, представляющий собой водный раствор полиэтиленполиаминометилфосфоната с примесями хлорида натрия, кислых натриевых солей фосфорной и фосфористых кислот, и этиленгликоль 2-10. Дополнительно содержит, вес.%: водный раствор смеси натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой и соляной кислот - отход производства комплексона Корилат 75-90, гидроокись натрия 0,35-3,4, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) 1,5-4,0, тиокарбамид 0,05-0,2. Состав является эффективным ингибитором для предотвращения отложений карбонатных и смеси карбонатных и сульфатных неорганических солей, имеет низкую удельную стоимость, проявляет низкую коррозионную активность к металлическому оборудованию, обеспечивает предотвращение отложения солей в условиях добычи нефти с любой степенью обводненности, имеет низкую температуру замерзания. 8 табл.
Наверх