Газоцементный тампонажный состав
Владельцы патента RU 2691427:
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" (RU)
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным составам, применяемым для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение изолирующей способности газоцементного тампонажного состава за счет увеличения времени начала газовыделения и его продолжительности, создания стабильной газонасыщенной системы, способной поддерживать постоянное поровое давления в заколонном пространстве, что позволяет предотвратить попадание пластовых флюидов в твердеющий тампонажный раствор в период перехода тампонажной системы из раствора в камень, и в последующем обеспечить формирование непроницаемого камня. Газоцементный тампонажный состав содержит тампонажный цемент, солевую добавку, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), полимерный реагент-стабилизатор, газообразующую добавку, регулятор начала и продолжительности газовыделения, суперпластификатор и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент 100,0, солевая добавка 2,0-8,0, НПАВ 0,05-0,20, полимерный реагент-стабилизатор 0,1-0,3, газообразующая добавка 0,05-0,20, регулятор начала и продолжительности газовыделения 0,1-0,3, cуперпласти-фикатор 0,05-0,15, вода 45,0-60,0. В качестве солевой добавки тампонажный состав содержит хлористый кальций, в качестве НПАВ содержит оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена Неонол АФ 9-4, в качестве полимерного реагента-стабилизатора содержит неионогенную марку гидроксиэтилцеллюлозы Натросол 250 MX, в качестве газообразующей добавки содержит алюминиевую пудру ПАП-2, в качестве регулятора начала и продолжительности газовыделения содержит лимонную кислоту, в качестве суперпластификатора содержит реагент на основе меламин сульфоната NTPF-17. Формируется камень повышенной прочности, обеспечивается необходимая степень изоляции продуктивных пластов в интервале цементирования. 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным составам, применяемым для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.
Известен используемый в способе цементирования скважин состав газоцементного тампонажного раствора, содержащего цемент, алюминиевую пудру в количестве 0,05-0,50% от массы цемента и воду [SU 1434080 Е21В 33/138, опубл. 30.10.1988].
Недостатком известного тампонажного раствора является начало реакции газовыделения в момент затворения смеси цемента и алюминиевой пудры водой. Основная часть реакции проходит еще в момент приготовления раствора, и после закачки раствора в зону цементирования необходимого расширения тампонажного раствора уже не происходит. К тому же ранняя реакция газовыделения в момент приготовления раствора приводит к загущению раствора и дальнейшим сложностям при его прокачке.
Известен расширяющийся тампонажный материал, предназначенный для цементирования нефтяных, газовых и других скважин, включающий следующие компоненты, мас.ч.:
| Портландцемент | 100 |
| Алюминиевая пудра | 0,5-2,5 |
| Сульфокислоты общей формулы R-SOnH | 0,4-3 |
| Ароматический растворитель | 1,6-8 |
| Вода | 70-90 |
[RU 2169826 Е21В 33/138, опубл. 27.06.2001].
Недостатками известного расширяющегося тампонажного материала являются большое содержание алюминиевой пудры и сложность в приготовлении тампонажного раствора, заключающаяся в необходимости предварительного смешивания стабилизатора (сульфокислоты) с ароматическим растворителем и выдержки смеси во времени.
Известен газоцементный тампонажный раствор, используемый для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин, содержащий следующие компоненты, мас.ч.:
| Тампонажный цемент | 100 |
| Алюминиевый порошок | 0,1-0,6 |
| Смесь фосфанола и | |
| нитрилотриметилфосфоновой кислоты (1:1,5) | 0,02-0,05 |
| Вода | 50-53 |
[RU 2552261 С09К 8/467, Е21В 33/138 опубл. 10.06.2015].
Недостатками указанного газоцементного тампонажного раствора являются отсутствие ПАВ и стабилизатора, приводящее к формированию неравномерной пористости камня, а также из-за особенностей ввода алюминиевой пудры (алюминиевая пудра вводится в готовый тампонажный раствор) неравномерное ее распределение, особенно при приготовлении больших объемов раствора.
Наиболее близким по составу и назначению является тампонажный раствор, содержащий цемент, порошок алюминия, комплексную добавку Альфацем А и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч:
| Цемент | 100 |
| Порошок алюминия | 0,025-0,5 |
| Комплексная добавка Альфацем А | 2,5 |
| Вода | 50-60. |
Комплексная добавка Альфацем А содержит в своем составе:
- ПАВ - алкилсульфонат щелочного металла;
- стабилизатор пены - смесь эфиров целлюлозы;
- ускоритель схватывания - соль кальция.
[RU 2477740 С09К 8/467 опубл. 20.03.2013].
Недостатком указанного тампонажного раствора является отсутствие регулятора начала и продолжительности газовыделения, вследствие чего реакция газовыделения происходит в момент затворения смеси цемента, комплексной добавки Альфацем А и алюминиевой пудры водой. Короткое время начала газовыделения и достаточно быстрое его завершение обуславливает закачивание уже вспененного тампонажного раствора в обсадные трубы и продавливание в затрубное пространство, что сказывается на его стабильности, поскольку при создании переменных давлений происходит частичное разрушение пузырьков газа с их укрупнением и миграцией в верхнюю часть раствора. В результате, в момент размещения тампонажного раствора в интервалах продуктивных пластов система характеризуется неоднородностью распределения газовой фазы по объему и различным поровым давлением по затрубному пространству. По этой причине, в процессе твердения и развития контракционного снижения давления (вакуума) тампонажный раствор не может в полной мере противостоять своим поровым давлением проникновению пластовых флюидов в затрубное пространство и возникновению перетоков.
При разработке изобретения решение технической проблемы - повышение качества цементирования обсадных колонн в скважинах обеспечивается за счет создания газоцементного тампонажного состава, при этом достигается технический результат, заключающийся в повышении изолирующей способности газоцементного тампонажного состава за счет увеличения времени начала газовыделения и его продолжительности создания стабильной газонасыщенной системы, способной поддерживать постоянное поровое давления в заколонном пространстве, что позволяет предотвратить попадание пластовых флюидов в твердеющий тампонажный раствор в период перехода тампонажной системы из раствора в камень, и в последующем обеспечить формирование непроницаемого камня.
Сущность изобретения как технического решения выражается в следующей совокупности существенных признаков, достаточной для решения указанной технической проблемы и получения обеспечиваемого при использовании изобретения технического результата. Газоцементный тампонажный состав содержит тампонажный цемент, солевую добавку, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), полимерный реагент-стабилизатор, газообразующую добавку, регулятор начала и продолжительности газовыделения, суперпластификатор и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент - 100, солевая добавка - 2,0-8,0, НПАВ - 0, 05-0,20, полимерный реагент-стабилизатор - 0,1-0,3, газообразующая добавка - 0,05-0,20, регулятор начала и продолжительности газовыделения - 0,1-0,3, суперпластификатор - 0,05-0,15, вода - 45,0-60,0.
В качестве солевой газоцементный тампонажный состав добавки содержит хлористый кальций.
В качестве НПАВ газоцементный тампонажный состав содержит оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена Неонол АФ 9-4.
В качестве полимерного реагента-стабилизатора газоцементный тампонажный состав содержит неионогенные марки гидроксиэтилцеллюлозы типа Натросол 250 MX.
В качестве газообразующей добавки газоцементный тампонажный состав содержит алюминиевую пудру ПАП-2.
В качестве регулятора начала и продолжительности газовыделения газоцементный тампонажный состав содержит лимонную кислоту.
В качестве суперпластификатора газоцементный тампонажный состав содержит реагент на основе меламин сульфоната NTPF-17.
Совокупность тампонажного цемента, солевой добавки, неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), полимерного реагента-стабилизатора, газообразующей добавки, регулятора начала и продолжительности газовыделения и суперпластификатора обеспечивает создание внутреннего давления в газоцементном тампонажном составе за счет газовыделения, со смещением во времени его начала и увеличением продолжительности, что позволяет получать стабильную газонасыщенную систему, предотвращающую контракционное снижение давления в интервале цементирования при твердении раствора и снижает вероятность проникновения в затрубное пространство пластовых флюидов с дальнейшей миграцией в вышележащие (нижележащие) проницаемые пласты или до устья скважины.
В качестве тампонажного цемента используют ПЦТ 1-50 по ГОСТ 1581-96.
В качестве солевой добавки используют хлористый кальций по ГОСТ 450-77.
В качестве НПАВ содержит оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена Неонол АФ 9-4 по ТУ 2483-077-05766801-98, представляющий собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до желтоватого цвета.
В качестве полимерного реагента-стабилизатора содержит неионогенную марку гидроксиэтилцеллюлозы типа Натросол 250 MX по ТУ 2231-001-21095737-2005, представляющую собой гранулированный порошок, который быстро растворяется в воде, образуя растворы определенной вязкости.
В качестве газообразующей добавки содержит алюминиевую пудру ПАП-2 по ГОСТ 5494-95, представляющую собой продукт серебристо-серого цвета без видимых примесей, изготовленный из первичного алюминия.
В качестве регулятора начала и продолжительности газовыделения содержит лимонную кислоту по ГОСТ 3652-69, представляющую собой кристаллическое вещество белого цвета.
В качестве суперпластификатора содержит реагент на основе меламин сульфоната NTPF-17 по ТУ 5745-003-21095737-2009, представляющий собой порошок от белого до желтоватого цвета.
Определение основных свойств газоцементного тампонажного состава и камня проводили при температуре (20±2)°С в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний».
Время начала и окончания увеличения объема газоцементного тампонажного состава (от начала затворения) определялось по изменению объема раствора в градуированном стакане во времени с интервалом 5 мин.
Газоцементный тампонажный состав приготавливался следующим образом.
Солевая добавка, НПАВ, полимерный реагент-стабилизатор, газообразующая добавка, регулятор начала и продолжительности газовыделения, пластификатор растворяли в воде при перемешивании на магнитной мешалке ММ-5 в течение 20 мин. Затворение тампонажного цемента производили на водном растворе реагентов в смесителе лабораторном СЛ-1 согласно ГОСТ 26798.1-96. После этого замеряли параметры раствора и определяли свойства сформированного камня.
Раствор прототипа также приготовлен в лабораторных условиях и замерены его параметры.
Пример. Для приготовления предлагаемого газоцементного тампонажного состава (таблица, состав 4) необходимо взять 480 г воды, 20 г СаСl2, 1 г Неонола АФ 9-4, 2 г Натросола 250 MX, 2 г ПАП-2, 2 г лимонной кислоты, 1 г NTPF-17, перемешать на магнитной мешалке ММ-5 в течение 20 мин. Готовым водным раствором реагентов затворить 1000 г ПЦТ I-50. Затворенный состав перемешивают три минуты и определяют плотность, растекаемость. Заливают в стеклянный градуированный стакан для определения изменения объема раствора во времени и в формы для определения прочности камня при изгибе, сжатии при температуре (20±2)°С.
Приготовленный состав имеет плотность 1,86 г/см3, растекаемость 195 мм, время начала увеличения объема тампонажного раствора (от начала затворения) составляет 55 мин, время окончания увеличения объема составляет 195 мин, максимальное увеличение объема тампонажного раствора 150%, прочность камня при изгибе 3,39 МПа.
Примеры приготовления и испытания остальных составов, приведенных в таблице, аналогичны выше описанному.
Для выявления отличительных признаков и положительного эффекта изменяли массовые соотношения ингредиентов.
Установлено, что в указанном диапазоне массовых соотношений ингредиентов обеспечивается начало газовыделения от 55 до 110 мин и окончание реакции от 180 до 280 мин от начала затворения. При этом сохраняются технологические параметры раствора (растекаемость, прочность на изгиб и др.).
Как видно из таблицы, раствор заявляемого газоцементного тампонажного состава характеризуется более длительным временем от момента затворения до начала реакции газовыделения, а процесс газовыделения происходит в течение большего промежутка времени по сравнению с прототипом. Таким образом, основной процесс газовыделения и создания порового давления будет происходить после размещения тампонажного раствора в затрубном пространстве, что исключает нарушение стабильности газонасыщенной системы. Благодаря этому достигается получение системы с плавно увеличивающимся поровым давлением и формируется камень повышенной прочности, обеспечивается необходимая степень изоляции продуктивных пластов в интервале цементирования.
Газоцементный тампонажный состав, характеризующийся тем, что содержит портландцемент тампонажный ПЦТ 1-50, солевую добавку - хлористый кальций, неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена Неонол АФ 9-4, полимерный реагент стабилизатор -гидроксиэтилцеллюлозу Натросол 250 MX, газообразующую добавку - алюминиевую пудру ПАП-2, регулятор начала и продолжительности газовыделения - лимонную кислоту, суперпластификатор на основе меламин сульфоната NTPF-17 и воду при следующем соотношении компонентов, мас. ч:
| портландцемент тампонажный ПЦТ 1-50 | 100,0 |
| хлористый кальций | 2,0-8,0 |
| Неонол АФ 9-4 | 0,05-0,20 |
| гидроксиэтилцеллюлоза Натросол 250 MX | 0,1-0,3 |
| алюминиевая пудра ПАП-2 | 0,05-0,20 |
| лимонная кислота | 0,1-0,3 |
| суперпластификатор на основе меламин сульфоната NTPF-17 | 0,05-0,15 |
| вода | 45,0-60,0 |
