Тампонажный портландцементный состав

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Тампонажный портландцементный состав характеризуется тем, что содержит смесь сухих компонентов - тампонажного портландцемента бездобавочного высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1, кварца молотого пылевидного марки «Б», золы-уноса ЗУ КУК-Б-3, микрокремнезема конденсированного МК-85, и добавки, включающей пластификатор карбоксилатного типа EasyFLOW PC, хлорид кальция, 18%-ный раствор хлорида натрия. Применение указанных компонентов (количественного и качественного) обеспечивает создание минерализованного тампонажного портландцементного состава, позволяющего приготавливать тампонажный раствор с необходимыми технологическими свойствами, предотвращающими растворение каменной соли в период ОЗЦ, и формировать коррозионностойкий камень за счет исключения осмотического перетока и разрушения камня под действием осмотического давления. 1 табл.

 

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах в интервалах каменной соли (галита) при наличии пластов с полиминеральными водами высокой степени минерализации (от 200 г/л до 450 г/л) и низкими положительными температурами (10-15°С) (например, кембрийские и венд-рифейские отложения месторождений юго-запада республики Саха (Якутия).

Известен тампонажный состав для крепления скважин в соленосных отложениях, приготавливаемый путем затворения тампонажного цемента насыщенным раствором хлорида натрия с добавлением 3-5% хлорида кальция для повышения скорости схватывания и твердения (Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. - М.: Недра, 1988. - С. 58-60, 224 с).

Недостатком известного тампонажного раствора является высокая плотность (1990-2010 кг/м3), низкая растекаемость и отсутствие понизителя водоотдачи, что создает риски потери части жидкости затворения при прохождении раствора вдоль проницаемых пород, чрезмерного увеличения консистенции и возникновения поглощений в процессе цементирования.

Известен тампонажный состав, предназначенный для цементирования скважин с нормальными и умеренными температурами, содержащий, мас. ч.: портландцемент тампонажный - 80-120; золу-уноса - 80-120; асбест - 2-3; минеральную соль - 1,0-1,5; воду - 120 [RU 2013525 С1, МПК Е21В 33/138, опубл. 30.05.1994]. Тампонажный состав характеризуется деформирующими свойствами при одновременном повышении прочности цементного камня и сцеплении его с обсадной колонной.

Недостатком известного состава является низкая минерализация жидкости затворения и возможность растворения солевых стенок скважины в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) с нарушением герметичности затрубного пространства. Раствор тампонажного состава имеет низкие значения растекаемости, а получаемый камень характеризуется невысокими значениями прочности при низких положительных температурах и недостаточной стойкостью к коррозионному воздействию полиминеральных пластовых вод высокой степени минерализации.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по составу является облегченная тампонажная смесь, включающая, мас. %: портландцемент тампонажный - 47,83-48,77; золу уноса ТЭЦ - 44,94-47,8; микрокремнезем МК-85 - 0,96-2,93; регулятор структурообразования -гидроксиэтилцеллюлозу Натросол 250 - 0,29-0,49; нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФК - 0,01-0,02; хлорид натрия -1,95-3,83 [RU 2642897 С1, МПК C09K 8/42, E21B 33/138, опубл. 29.01.2018]. Облегченная тампонажная смесь предназначена для цементирования протяженных (более 2500 м) обсадных колонн в одну ступень одним составом с плотностью раствора 1600±20 кг/м3 по всему интервалу размещения. Повышение качества крепления скважин обеспечивается путем улучшения физико-механических свойств тампонажного состава и формируемого камня за счет повышения его прочности по всему интервалу размещения при нормальных и умеренных температурах и обеспечения необходимого времени загустевания для безопасного выполнения работ по цементированию.

Недостатками известного состава являются невозможность применения для цементирования обсадных колонн в солевых интервалах из-за низкой минерализации водной фазы, и неудовлетворительные физико-механические свойства облегченного камня при низких положительных температурах.

Помимо невыполнения условий герметичности затрубного пространства в солевых интервалах, невысокая минерализация жидкой фазы тампонажного раствора облегченной смеси является причиной возникновения осмотического перетока между поровой жидкостью камня и намного более минерализованной пластовой водой, обусловленного наличием полупроницаемых свойств у тампонажного камня. Осмотический эффект приводит к обезвоживанию тампонажного экрана, а возникающее осмотическое давление может быть причиной последующего разрушения («разрыва») камня и формирования хорошо проводящих каналов, т.е. к нарушению герметичности заколонного пространства уже в интервале проницаемых (несолевых) пород.

Совокупность указанных недостатков не позволяет обеспечить надежное и долговечное разобщение пластов применительно к условиям месторождений Восточной Сибири, для которых характерно наличие солевых интервалов, указанных типов пластовых вод в горизонтах с низкими положительными температурами.

Техническая проблема, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, заключается в повышении качества цементирования обсадных колонн в интервалах каменной соли (галита) при наличии пластов с полиминеральными водами высокой степени минерализации (от 200 г/л до 450 г/л) и низкими положительными температурами (10-15°С).

Техническим результатом является создание минерализованного тампонажного портландцементного состава, позволяющего приготавливать тампонажный раствор с необходимыми технологическими свойствами, предотвращающими растворение каменной соли в период ОЗЦ, и формировать коррозионностойкий камень за счет исключения осмотического перетока и разрушения камня под действием осмотического давления.

Указанный технический результат достигается тем, что тампонажный портландцементный состав содержит смесь сухих компонентов - тампонажного портландцемента бездобавочного высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1, кварца молотого пылевидного марки «Б», золы-уноса 3У КУК-Б-3, микрокремнезема конденсированного МК-85, и добавки, включающей пластификатор карбоксилатного типа EasyFLOW PC, хлорид кальция, 18%-ный раствор хлорида натрия при следующем соотношении указанных сухих компонентов, мас. ч.: тампонажный портландцемент бездобавочный высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1 - 48-52, кварц молотый пылевидный марки «Б» - 23-26, зола-уноса 3У КУК-Б-3 - 20-22, микрокремнезем конденсированный МК-85 - 3-4, причем содержание добавок на 100 мас.ч. смеси указанных сухих компонентов составляет, мас. %: указанный пластификатор - 0,05-0,10, хлорид кальция 2-4, 18%-ный раствор хлорида натрия - 53.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет применения указанных компонентов (количественного и качественного) в заявляемом тампонажном портландцементном составе, совместное применение которых позволяет получить состав с необходимыми технологическими свойствами, предотвращающими растворение каменной соли в период ОЗЦ, и формировать коррозионностойкий камень за счет исключения осмотического перетока и разрушения камня под действием осмотического давления.

Благодаря сочетанию указанной минерализованной жидкости затворения по хлориду натрия и наличия более активной соли хлорида кальция, происходят два взаимодополняющих процесса: при низких положительных температурах снижается активность взаимодействия двухкомпонентной жидкой фазы тампонажного раствора с солевой породой и значительно сокращается растворение каменной соли (галита) на стенках скважины в период ОЗЦ; наличие хлорида кальция способствует ускорению образования гидратных соединений портландцемента и связыванию жидкой фазы раствора, что также обуславливает снижение растворения галита как за счет повышения концентрации солей в жидкой фазе, так и за счет сокращения времени активного взаимодействия тампонажного раствора и солевой породы.

Разноразмерность частиц и заданное соотношение тампонажного портландцемента и минеральных добавок в смеси, обеспечивают при твердении раствора формирование тампонажного камня без полупроницаемых свойств, с определенным уровнем фильтрационной проницаемости, исключающей, в совокупности с минерализацией водной фазы, возникновение осмотического перетока и разрушение камня при контакте с пластовыми водами высокой степени минерализации. Кроме того, невысокое содержание вяжущего материала в смеси снижает возможность значительного контракционного поглощения пластовой воды тампонажным камнем на начальной стадии твердения, а наличие в МК-85 кремнезема в аморфном виде позволяет связывать образующийся при гидратации (хотя и в меньшем объеме) гидроксид кальция в стойкие низкоосновные гидросиликаты кальция, не подверженные выщелачивающему действию компонентов пластовой воды. Отсутствие «свободного» гидроксида кальция изначально предотвращает образование в большом объеме коллоидных частиц гидроксида магния при взаимодействии камня с пластовой водой, что является дополнительным фактором, исключающим формирование зоны со свойствами осмотической перегородки.

Пластификатор карбоксилатного типа является вспомогательным компонентом, обеспечивающим приготовление на основе минерализованного тампонажного состава с необходимыми реологическими свойствами, и не оказывающего замедляющего действия при твердении раствора в условиях низких положительных температур. Хлорид кальция, помимо повышения уровня минерализации жидкости затворения и снижения растворимости галита, оказывает ускоряющее действие и повышает прочность камня.

Для приготовления тампонажного портландцементного состава использовали следующие компоненты:

тампонажный портландцемент бездобавочный высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1 по ГОСТ 1581-96;

- зола-уноса топливных электростанций ЗУ КУК-Б-3, III вида по ГОСТ 25818-2017;

- кварц молотый пылевидный марки «Б» по ГОСТ 9077-82;

- микрокремнезем конденсированный МК-85 по ТУ 5743-048-02495332-1996.

- хлорид натрия по ГОСТ 4233-77;

- хлорид кальция по ГОСТ 450-77;

- пластификатор карбоксилатного типа EasyFLOW PC по ТУ 2458-027-33217677-2017.

Тампонажный портландцементный состав в лабораторных условиях готовили следующим образом.

Вначале смешивались в заданных соотношениях тампонажный портландцемент бездобавочный высокой сульфатостойкости, кварц молотый пылевидный марки «Б», зола-уноса ЗУ КУК-Б-3, микрокремнезем конденсированный МК-85 и смесь перемешивалась до гомогенного состояния. Жидкость затворения для тампонажного портландцементного состава приготавливалась путем последовательного растворения в воде NaCl до достижения раствором плотности 1,12 г/см3, пластификатора карбоксилатного типа EasyFLOW PC и CaCl2.

Затворение тампонажных растворов заявляемого состава осуществлялось по методике ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний».

Для оценки растворения галита тампонажным раствором заявляемого состава в качестве модели солевой породы использовались образцы цилиндрической формы (диаметром 29 мм и высотой 38 мм), полученные спрессовыванием измельченного галита (керновый материал Ковыктинского НГКМ) при давлении 41,4 МПа.

После измерения массы, высоты и диаметра солевой образец размещался в середину собранной и загерметизированной (в нижней части) формы-конуса для определения сроков схватывания. Тампонажный раствор заливался в оставшееся пространство до уровня, равного высоте солевого образца. После этого форма-конус помещалась в холодильную камеру и выдерживалась 1 сутки при температуре (10±2)°С.

По окончании хранения фиксировалось состояние контакта солевого образца с тампонажным камнем в форме-конусе (наличие или отсутствие зазора, наличие сцепления), образец извлекался и измерялась его масса, высота и диаметр.

Критерием отсутствия растворения солевого образца тампонажным раствором в процессе твердения являлось отсутствие зазора между камнем и образцом, сохранение (или некоторое увеличение) массы солевого образца, сохранение его размеров, а также наличие сцепления с камнем.

Для определения коррозионной стойкости камня, из тампонажного раствора изготавливались 6 образцов-кубиков по ГОСТ 26798.2-96. После хранения в холодильной камере в течение 48 ч при температуре (10±2)°С, у двух образцов-кубиков определялся предел прочности при сжатии по ГОСТ 26798.2-96, а остальные размещались в модель пластовой воды и хранились в холодильной камере при температуре (10±2)°С в течение 30 суток. По истечении 30 суток определялся предел прочности камня при сжатии по ГОСТ 26798.2-96 и полученные значения сопоставлялись с исходными. Модель пластовой воды плотностью 1,27 г/см3, представляла собой раствор хлоридов кальция (234,0 г/л), натрия (68,4 г/л), магния (51,8 г/л) и калия (2,5 г/л), и соответствовала по составу полиминеральным пластовым водам месторождений Восточной Сибири.

Пример. Для приготовления тампонажного раствора (состав №2 в таблице) необходимо взять 530 г 18%-ного водного раствора NaCl (плотностью 1,12 г/см3), при перемешивании на магнитной мешалке ввести 1,0 г EasyFLOW PC, перемешать 5 мин, добавить 40 г CaCl2 и перемешать в течение 20 мин. Готовым водным раствором реагентов затворить 1000 г предварительно приготовленной сухой смеси, состоящей из 480 г ПЦТ I-G-CC-1, 260 г Кварца Б, 220 г 3У КУК-Б-3, 40 г МК-85. Затворенный состав перемешивают в лабораторной мешалке в течение трех минут, определяют показатели: плотность, растекаемость тампонажного раствора, заливают его в форму-конус с солевым образцом и в формы-кубики, которые помещают в холодильную камеру и хранят при температуре (10±2)°С в течение 24 ч и 48 ч соответственно.

По истечении указанного времени контакта с тампонажным раствором, солевой образец сохраняет размеры, незначительно увеличивается его масса, отсутствует зазор на контакте образца с камнем и фиксируется их сцепление, что указывает на отсутствие растворения солевого образца при твердении тампонажного раствора.

Исходные значения предела прочности образцов-кубиков после твердения при температуре (10±2)°С в течение 48 ч составили 4,69 МПа, а после выдержки в модели пластовой воды в течение 30 суток - 14,54 МПа. Таким образом, отсутствие снижения прочности у образцов камня и отсутствие у них дефектов и разрушений после взаимодействия с моделью пластовой воды, указывают на коррозионную стойкость камня заявляемого тампонажного портландцементного состава.

Примеры приготовления и испытания остальных составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному.

Как видно из таблицы, заявляемый тампонажный портландцементный состав при указанных соотношениях компонентов позволяет приготавливать тампонажный раствор, предотвращающий растворение солевой породы (галита) в период твердения и обеспечивающий сцепление формируемого камня и солевой породы, а сам камень характеризуется необходимыми прочностными характеристиками и стойкостью к коррозионному воздействию полиминеральной пластовой воды при температуре (10±2)°С.

Благодаря указанным свойствам тампонажный портландцементный состав позволяет обеспечить надежное и долговечное разобщение пластов применительно к условиям месторождений Восточной Сибири, для которых характерно наличие солевых интервалов, указанных типов пластовых вод в горизонтах с низкими положительными температурами.

Тампонажный портландцементный состав, характеризующийся тем, что содержит смесь сухих компонентов - тампонажного портландцемента бездобавочного высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1, кварца молотого пылевидного марки «Б», золы-уноса ЗУ КУК-Б-3, микрокремнезема конденсированного МК-85, и добавки, включающей пластификатор карбоксилатного типа EasyFLOW PC, хлорид кальция, 18%-ный раствор хлорида натрия, при следующем соотношении указанных сухих компонентов, мас. ч.:

тампонажный портландцемент бездобавочный
высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1 48-52
кварц молотый пылевидный марки «Б» 23-26
зола-уноса ЗУ КУК-Б-3 20-22
микрокремнезем конденсированный МК-85 3-4,

причем содержание добавок на 100 мас. ч. смеси указанных сухих компонентов составляет, мас. %:

указанный пластификатор 0,05-0,10
хлорид кальция 2-4
18%-ный раствор хлорида натрия 53



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к составу тампонажных цементов и может быть использовано при цементировании глубоких скважин на месторождениях, имеющих активные пластовые воды и тенденции к заколонным циркуляциям воды. Тампонажный материал включает 99,0-99,5 мас.

Изобретение относится к области эластомерных материалов, в частности к области эластомерных материалов, применяемых в нефтедобыче для изоляции пластов и снижения обводненности нефтяных и газоконденсатных скважин. Способ, в котором осуществляют закачку в пласт под давлением тампонирующей смеси, содержащей мелкодисперсную водонабухающую резиновую фракцию.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - извлечение остаточных запасов нефти, облегчение ввода хвостовика и скважинного оборудования, исключение аварийных ситуаций, связанных с извлечением фильтров-хвостовиков.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин. Целью изобретения является создание тампонажного материала, способного самовосстанавливаться после нарушения его целостности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение изоляции высокопроницаемых прослоев для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды путем обработки нагнетательных скважин с карбонатными породами за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции или ограничения водопритока, для выравнивания профиля приемистости, ликвидации зон поглощений высокотемпературных скважин. Тампонажный полимерный состав для высоких температур содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты, воду и сшиватели - параформ и резорцин, дополнительно содержит регулятор гелеобразования реагент Кратол, при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине и увеличение продуктивности добывающей скважины по нефти за счет эффективной гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, эффективного блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и высокой способности изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в нефтегазовой промышленности и горном деле, в частности при цементировании обсадных колонн на этапе строительства и ремонтно-изоляционных работах на этапе эксплуатации скважин, при необходимости обеспечивая достаточно низкие значения проницаемости тампонажного камня за эксплуатационной колонной.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на призабойную зону пласта, сложенного карбонатными породами или терригенными породами с содержанием карбонатов более 15%. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) скважин в карбонатных коллекторах обработки, создание разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины по всей перфорированной толщине пласта, предотвращение формирования и разрушение сладж-комплексов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает приготовление тампонажного раствора, содержащего портландцемент, минеральную добавку «ПенетронАдмикс», понизитель водоотдачи, пластификатор, воду, и закачку его в скважину.

Изобретение относится к способам получения компонентов для буровых растворов с низким содержанием ароматических углеводородов. Технический результат - получение углеводородного компонента для буровых растворов, пригодных для использования в сложных климатических условиях Заполярья и морского бурения с повышенными экологическими требованиями с низкой температурой застывания и низким содержанием ароматических углеводородов.
Наверх