Тампонажный раствор низкой плотности

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущие двух видов, легковесный наполнитель, пенетрирующую добавку, замедлитель сроков схватывания CR-221, понизитель водоотдачи CFL-160, пеногаситель D-air 5000 и воду. В качестве вяжущих компонентов состав содержит портландцемент ПЦТ I-G и тонкодисперсное минеральное вяжущее «MIKRODUR R-U», в качестве легкого наполнителя - стеклянные полые микросферы 3М™ HGS4000 из химически стойкого натрий-боросиликатного стекла, а в качестве пенетрирующей добавки - добавка «Пенетрон Адмикс» при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент ПЦТ I-G - 56,0, MIKRODUR R-U - 30,0, HGS4000 - 14,0, Пенетрон Адмикс - 2,0 сверх 100%, CR-221 - 0,3 сверх 100%, CFL-160 - 0,2 сверх 100%, D-air 5000 - 0,05 сверх 100%, вода - 70,0 сверх 100%. Технический результат - повышение качества изоляции затрубного пространства хвостовиков, боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов, повышение адгезионных и прочностных свойств цементного камня. 3 табл.

 

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов.

При строительстве скважин БВС на месторождениях, геологический разрез которых характеризуется отсутствием или минимальным размером перемычек между водо- и нефтенасыщенными частями пласта, а также АНПД, для повышения качества изоляции затрубного пространства хвостовиков необходима разработка и применение облегченных тампонажных растворов, со специальными свойствами. К таким составам относятся составы с низкой плотностью тампонажного раствора, с длительным временем загустевания при повышенных прочностных и адгезионных характеристиках цементного камня.

Известен легкий тампонажный материал по патенту RU №2256774 С2 (Прототип 1) [1], 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 состоит из композиции, содержащей полые алюмосиликатные микросферы, каолин и поверхностно-активный гидроксид алюминия, в качестве одной из марок известного цемента используют портландцементы типов ПЦТ I-50 или ПЦТ I-100. Полые алюмосиликатные микросферы получают гидросепарацией водной суспензии золы в золоотвальном водоеме, которые имеют размеры 40-100 мкм и насыпной вес 0,3-0,5 г/см3.

Недостатками данного легкого тампонажного материала является очень низкая прочность и устойчивость тампонажного камня.

Известен облегченный тампонажный раствор RU 2507380 С1 (Прототип 2) [2], высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г - «Микродур» или ИНТРАЦЕМ, легковесный наполнитель микросферы ПСМС, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту НТФ и воду. Использование тонкодисперсного вяжущего «Микродур» или «ИНТРАЦЕМ» позволяет в большем объеме связать воду затворения и уплотнить структуру камня и обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность.

Недостатками данного легкого тампонажного материала является очень низкая прочность и устойчивость тампонажного камня, короткое время загустевания тампонажного раствора.

Технической задачей предлагаемого изобретения является получение тампонажного материала обладающего низкой плотностю тампонажного раствора с длительным временем загустевания при повышенных прочностных и адгезионных характеристиках цементного камня, с эффектом самозалечивания мелких трещин при контакте с пластовыми флюидами.

Техническая задача решается тем, что тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущее, легковесный наполнитель и воду, при этом он содержит вяжущее двух видов - тонкодисперсное минеральное вяжущее «MIKRODUR R-U» и ПЦТ I-G, а в качестве легковесного наполнителя - стеклянные полые микросферы марки 3М™ HGS4000, добавку «Пенетрон Адмикс», замедлитель сроков схватывания CR-221, понизитель водоотдачи CFL-160, пеногаситель D-air 5000, при следующих соотношениях компонентов, мас. %.:

ПЦТ I-G 56,0
MIKRODUR R-U 30,0
HGS4000 14,0
ПенетронАдмикс 2,0 сверх 100%
CR-221 0,3 сверх 100%
CFL-160 0,2 сверх 100%
D-air 5000 0,05 сверх 100%
Вода 70,0 сверх 100%

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в тампонажном растворе низкой плотности используются вяжущие двух видов: портландцемент ПЦТ I-G и тонкодисперсное минеральное вяжущее «MIKRODUR R-U», а также легковесный наполнитель - стеклянные полые микросферы 3М™ HGS4000 из химически стойкого натрий-боросиликатного стекла и пенетрирующая добавка «Пенетрон Адмикс» [3], что позволяет повысить качество крепления боковых стволов в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов.

«MIKRODUR R-U» - это минеральное гидравлическое вяжущее на основе портландцемента с повышенной сульфатостойкостью и особо тонким (<9,5 мкм) составом. «MIKRODUR R-U» изначально предназначен для инъекционного закрепления проницаемых грунтов, бетонных и каменных конструкций. «MIKRODUR R-U» состоит из обычного цементного сырья, как, например, портландцементный клинкер, доменный шлак, регуляторы твердения и минеральные добавки.

ПЦТ I-G - это тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44.

Оптимальное содержание двух вяжущих ПЦТ I-G - 56,0% и MIKRODUR R-U - 30,0%; совместное их добавление с частицами вещества разного диаметра позволяет получить более прочный цементный камень.

Стеклянные полые микросферы 3М™ HGS4000 представляют собой специально разработанные полые сферы со средней абсолютной плотностью 380 кг/м3, предназначенные для снижения плотности буровых и тампонажных растворов, которые используются при добыче нефти и газа.

Идеальная сферическая форма микросфер производства компании ЗМ HGS4000 обеспечивает ряд полезных свойств, включая улучшение текучести и снижение вязкости смесей. Микросферы производятся из химически стойкого натрий-боросиликатного стекла, что делает их нерастворимыми в воде или углеводороде. Кроме того, они устойчивы к высоким давлениям более 27,6 МПа с типичным количеством целых микросфер более 90% после снятия нагрузки.

Оптимальное содержание легкого наполнителя HGS4000 - 14,0%, так как добавление микросфер менее 14% приводит к повышению плотности раствора. При увеличении содержания полых стеклянных микросфер более 14,0% снижается прочность цементного камня.

«Пенетрон Адмикс» (производства ООО «Пенетрон», г. Екатеринбург, выпускаемого по ТУ 5745-001-77921756-2006), в основном состоящий из монокальциевого алюмината СаО⋅Al2O3, диалюмината кальция СаО⋅2Al2O3, полугидрата гипса CaSO4 0,5Н2O, клинкерных минералов C3S и С3А, а также Са(ОН)2.

(см. Отчет о НИР «Состав продуктов твердения цементного камня до и после нанесения проникающей капиллярной смеси «Пенетрон» Екатеринбург: ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина», 2010 г., - 43 с.).

Указанная пенетрирующая добавка восстанавливает целостность цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров (при контакте цементного камня с водой). За счет равномерного распределения в толще цементного кольца частицы добавки «Пенетрон Адмикс», растворяясь в воде, вступают в реакцию с ионными комплексами кальция и алюминия, различными оксидами и солями металлов, содержащимися в цементе. В ходе этих реакций формируются более сложные соли, способные взаимодействовать с водой и создавать нерастворимые кристаллогидраты. Сеть этих кристаллов заполняет капилляры, микротрещины и микрозазоры. При этом кристаллы становятся составной частью структуры цементного кольца.

Заполненные нерастворимыми кристаллами капилляры, микротрещины и микрозазоры не пропускают воду, поскольку в действие приходят силы поверхностного натяжения жидкостей. Сеть объемных кристаллов, заполняющая капилляры, препятствует фильтрации через них воды, чем восстанавливает целостность цементного кольца.

Оптимальное содержание пенетрирующей добавки «Пенетрон Адмикс» - 2,0 сверх 100%. Добавление пенетрирующей добавки менее 2% не оказывает эффекта самовосстановления цементного камня. Увеличение содержания пенетрирующей добавки более 2,0% приводит к резкому загущению цементного раствора и снижению его времени загустевания.

Оптимальным содержанием основных реологических компонентов в заявляемом тампонажном растворе низкой плотности является: CR-221 - 0,3 сверх 100 мас. %, CFL-160-0,2 сверх 100 мас. %. При этом добавка замедлителя сроков схватывания цемента CR-221 (сульфо-метилированный лигнин) менее 0,3 мас. % значительно сокращает скорость загустевания, а увеличение добавки свыше 0,3 мас. % приводит к замедлению процесса схватывания и снижению прочности камня в первоначальный период. Содержание понизителя водоотдачи CFL-160 (порошок на основе модифицированных производных полисахаридов) менее 0,2 мас. % приводит к снижению стабильности раствора и к его расслаиванию, а содержание более 0,2 мас. % приводит к сильному загущению, т.е. раствор становится непрокачиваемым.

Пеногаситель (D-air 5000) - сухой порошок, вводится в тампонажную смесь в сухом виде, эффективно ликвидирует пенообразование в процессе затворения цементных растворов, оптимальное содержание 0,05 мас. %

Тампонажный раствор готовят следующим образом.

Приготавливают сухую смесь в заданном количественном соотношении из указанных: вяжущих двух видов, легковесного наполнителя, пенетрирующей добавки, понизителя водоотдачи и замедлителя сроков схватывания. Далее сухую смесь смешивают с водой. Тампонажно-технологические свойства полученного тампонажного раствора представлены в таблицах.

Как видно из таблицы 3, тампонажный раствор позволяет достичь поставленной цели: раствор обладает низкой плотностью при высоких прочностных характеристиках, удовлетворительной растекаемостью, отсутствует водоотделение, создаваемые в цементном камне искусственные каналы «залечиваются» при его контакте с водой.

Источники информации

1. Патент RU №2256774 С2.

2. Патент RU №2507380 С1.

3. Отчет о НИР «Состав продуктов твердения цементного камня до и после нанесения проникающей капиллярной смеси «Пенетрон» - Екатеринбург: ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина», 2010 г., - 43 с.

Тампонажный раствор низкой плотности, содержащий вяжущее, легковесный наполнитель и воду, отличающийся тем, что содержит вяжущее двух видов - тонкодисперсное минеральное вяжущее «MIKRODUR R-U» и портландцемент ПЦТ I-G, а в качестве легковесного наполнителя - стеклянные полые микросферы 3М™ HGS4000, добавку «Пенетрон Адмикс», замедлитель сроков схватывания CR-221, понизитель водоотдачи CFL-160, пеногаситель D-air 5000, при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

ПЦТ I-G 56,0
MIKRODUR R-U 30,0
HGS4000 14,0
Пенетрон Адмикс 2,0 сверх 100%
CR-221 0,3 сверх 100%
CFL-160 0,2 сверх 100%
D-air 5000 0,05 сверх 100%
Вода 70,0 сверх 100%



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам с конденсируемой твердой фазой для временной изоляции продуктивного пласта при глушении скважин с терригенным коллектором неоднородной проницаемости, включающим глинистые минералы, и пластовыми температурами до 150°С.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Способ включает приготовление и закачивание изоляционной композиции в скважину, содержащей 25,0-60,0 мас.% ацетоноформальдегидной смолы и 15,0-25,0 мас.% 10%-ного раствора гидроксида натрия.
Изобретение относится к области строительных материалов, в частности к составам комплексных добавок, используемых в производстве бетонов, строительных растворов, бетонных и железобетонных изделий, включая процессы цементирования нефтяных и газовых скважин.

Изобретение может найти применение в газовой и нефтяной промышленности при цементировании обсадных колонн эксплуатационных и глубоких разведочных скважин, при наличии в разрезе горных пород, склонных к гидроразрыву.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах и блокады обводненных пластов в нагнетательных скважинах с целью повышения нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения интенсивности притока воды в скважину. Технический результат - упрощение способа и повышение его экономической эффективности.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте. Сухая смесь для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте содержит, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам с конденсируемой твердой фазой для временной изоляции продуктивного пласта при глушении скважин с терригенным коллектором неоднородной проницаемости, включающим глинистые минералы, и пластовыми температурами до 150°С.

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

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения.

Изобретение относится к новым соединениям в ряду металлохелатов цинка и кадмия, а именно к комплексам бис-[N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамида]цинка(II) или кадмия(II) общей формулы I или цвиттерионным комплексам цинка(II) или кадмия(II) с N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамидом общей формулы II где R=СН2СН=СН2, CH2CH2N(C2H5)2, CH2CH2CH2N(C2H5)2, СН2СН2Р(С6Н5)2; M=Zn, Cd; n=2, 3.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления кремнеземистых легковесных керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.
Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - снижение коррозионной активности технологической жидкости и токсичности.

Группа изобретений относится к гипсовым панелям с низкой массой и плотностью, с хорошими теплоизоляционными свойствами, хорошей стойкостью к термоусадке, хорошей огнестойкостью и, в некоторых аспектах настоящего изобретения, хорошей водостойкостью.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущие двух видов, легковесный наполнитель, пенетрирующую добавку, замедлитель сроков схватывания CR-221, понизитель водоотдачи CFL-160, пеногаситель D-air 5000 и воду. В качестве вяжущих компонентов состав содержит портландцемент ПЦТ I-G и тонкодисперсное минеральное вяжущее «MIKRODUR R-U», в качестве легкого наполнителя - стеклянные полые микросферы 3М™ HGS4000 из химически стойкого натрий-боросиликатного стекла, а в качестве пенетрирующей добавки - добавка «Пенетрон Адмикс» при следующем соотношении компонентов, мас.: портландцемент ПЦТ I-G - 56,0, MIKRODUR R-U - 30,0, HGS4000 - 14,0, Пенетрон Адмикс - 2,0 сверх 100, CR-221 - 0,3 сверх 100, CFL-160 - 0,2 сверх 100, D-air 5000 - 0,05 сверх 100, вода - 70,0 сверх 100. Технический результат - повышение качества изоляции затрубного пространства хвостовиков, боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов, повышение адгезионных и прочностных свойств цементного камня. 3 табл.

Наверх