Утяжеленный минерализованный тампонажный портландцементный состав

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат заключается в улучшении физико-механических свойств. Утяжеленный минерализованный тампонажный портландцементный состав содержит смесь сухих компонентов - тампонажного портландцемента бездобавочного ПЦТ I-50, дроби стальной литой – ДСЛ, номер дроби 03, и добавки - пластификатор карбоксилатного типа WeellFix Р-130, 18%-ный раствор хлорида натрия при следующем соотношении указанных сухих компонентов, мас.ч.: тампонажный портландцемент бездобавочный типа ПЦТ I-50 - 60-80, дробь стальная литая – ДСЛ, номер дроби 03 - 20-40; причем содержание добавок на 100 мас.ч. смеси указанных сухих компонентов составляет, мас.%: пластификатор карбоксилатного типа WeellFix Р-130 - 0,1-0,25, 18%-ный раствор хлорида натрия - 25-30. 1 табл.

 

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах в интервалах каменной соли (галита) при наличии межсолевых (подсолевых) проницаемых пород с аномально высокими пластовыми давлениями (далее - АВПД) (коэффициент аномальности Ка=2,1-2,4), характеризующихся нормальными температурами (20-50°С) (например, кембрийские и венд-рифейские отложения месторождений Восточной Сибири).

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 указанного тампонажного состава является низкая плотность приготавливаемого раствора (1990-2010 кг/м3), что не позволяет осуществлять безопасное цементирование обсадных колонн в интервалах АВПД с Ка=2,1-2,4, где требуется применение утяжеленных тампонажных растворов с плотностью 2205-2520 кг/м3.

Известен утяжеленный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку (железорудный концентрат) феррохромлигносульфонат и воду [RU 2109924 С1, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.04.1998].

Недостатком известного состава является применение пресной воды в качестве жидкости затворения и возможность растворения солевых стенок скважины в период ожидания затвердевания цемента (далее - ОЗЦ), образование зазоров на контакте камень-солевая порода и нарушение герметичности затрубного пространства. Кроме того, данный утяжеленный раствор имеет недостаточную плотность (2040-2013 кг/м3) и предназначен для цементирования обсадных колонн в интервалах умеренных температур (75-100°С).

Известен утяжеленный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку концентрат галенитовый из свинцовых руд, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, Натросол 250 EXR и воду [RU 2591058 С1, МПК С09К 8/48, Е21В 33/138, опубл. 10.07.2016].

Известный раствор характеризуется повышенной плотностью 2300-2330 кг/м3, но также приготавливается на пресной воде, что обуславливает растворение солевых пород в период ОЗЦ и риски формирования негерметичного контакта тампонажного камня с каменной солью (галитом). Кроме того, данный состав предназначен для цементирования обсадных колонн в интервалах повышенных (120°С и более) температур.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по составу и назначению является минерализованный утяжеленный тампонажный раствор плотностью 2300-2315 кг/м3, включающий смесь тампонажного портландцемента и баритового концентрата, затворяемую водным раствором хлорида натрия плотностью 1180-1190 кг/м3 при жидкость-твердом отношении 0,32-0,33 [Белей И.И, Каргапольцева Л.М., Кармацких С.А. и др. Разработка и лабораторные испытания составов утяжеленных тампонажных растворов с плотностью 2300 кг/м3 // Бурение и нефть. Специализированный журнал. - 2008. - №9. - С. - 26-28].

Известный раствор предназначен для цементирования обсадных колонн, перекрывающих солевые отложения в скважинах с АВПД и повышенными температурами. Недостатками известного состава являются чрезмерно большие сроки загустевания и схватывания раствора, отсутствие или очень низкая прочность камня при нормальных температурах, что не обеспечивает надежной изоляции затрубного пространства по всей длине зацементированной обсадной колонны. С целью формирования минимально допустимого напряженного контакта камня с колонной и породами при нормальных температурах, требуется увеличение сроков ОЗЦ (более 72 ч), обуславливающее, в свою очередь, увеличение продолжительности этапа крепления скважины и дополнительные временные и материальные затраты.

Совокупность указанных недостатков не позволяет обеспечить надежное разобщение пластов применительно к условиям месторождений Восточной Сибири, для которых характерны указанные специфические термобарические условия цементирования.

Техническая проблема, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, заключается в повышении качества цементирования обсадных колонн в интервалах каменной соли (галита) при наличии межсолевых (подсолевых) проницаемых пород с аномально высокими пластовыми давлениями АВПД (коэффициент аномальности Ка=2,2-2,4), характеризующихся нормальными температурами (20-50°С).

Техническим результатом является получение утяжеленного минерализованного тампонажного портландцементного состава, позволяющего приготавливать тампонажный раствор с плотностью 2272-2565 кг/м3, не допускающий растворение каменной соли в период ОЗЦ, и формировать в течение 24 ч камень с высокими прочностными характеристиками и достаточным по напряженности контактом (сцеплением) его с обсадной колонной и породами при нормальных температурах.

Указанный технический результат достигается тем, что утяжеленный минерализованный тампонажный портландцементный состав содержит смесь сухих компонентов - тампонажного портландцемента бездобавочного ПЦТ I-50, дроби стальной литой (ДСЛ) (номер дроби 03), и добавки - пластификатор карбоксилатного типа WeellFix P-130, 18%-ный раствор хлорида натрия при следующем соотношении указанных сухих компонентов, мас.ч.:

тампонажный портландцемент бездобавочный ПЦТ I-50 60-80
дробь стальная литая (ДСЛ) (номер дроби 03) 20-40,

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

пластификатор карбоксилатного типа WeellFix P-130 0,1-0,25
18%-ный раствор хлорида натрия 25-30

Благодаря сочетанию факторов оптимального соотношения в смеси цемента и утяжеляющей добавки с очень высокой плотностью (7000-7200 кг/м3), использования 18%-ного раствора хлорида натрия, обеспечиваются технологически необходимое время загустевания, быстрое формирование камня с высокой прочностью в условиях нормальных температур. При указанной минерализации жидкости затворения по хлориду натрия, исключается его замедляющее действие, характерное для случаев использования насыщенных (как в прототипе) растворов NaCl, обеспечиваются оптимальные условия для быстрой гидратации цемента, в приведенном диапазоне концентраций в растворе, и интенсивный набор прочности камня уже в течение первых 24 ч твердения. Кроме того, за счет сокращения времени активного взаимодействия тампонажного раствора с солевыми породами и достаточной минерализации жидкости затворения (благодаря наличию в малом объеме водной фазы тампонажного раствора хлорида натрия и продуктов гидратации цемента в большой концентрации), предотвращается растворение каменной соли (галита) на стенках скважины в период ОЗЦ и происходит формирование контакта достаточной напряженности (сцепления) между утяжеленным тампонажным камнем, обсадной колонной и породой.

Пластификатор карбоксилатного типа является вспомогательным компонентом, обеспечивающим приготовление на основе предлагаемого состава тампонажного раствора с необходимыми реологическими свойствами, и не оказывающего замедляющего действия при твердении раствора в условиях нормальных температур.

Приготовление утяжеленного минерализованного тампонажного портландцементного состава осуществляют с использованием следующих компонентов:

- тампонажный портландцемент бездобавочный ПЦТ I-50 по ГОСТ 1581-2019;

- дробь стальная литая (ДСЛ) (номер дроби 03) по ГОСТ 11964-81;

- пластификатор карбоксилатного типа WeellFix Р-130 по ТУ 2458-015-14023401-2012;

- хлорид натрия по ГОСТ 4233-77.

Заявляемый состав в лабораторных условиях готовят следующим образом.

Вначале смешивают в заданных соотношениях тампонажный портландцемент бездобавочный, дробь стальную литую, пластификатор WeellFix Р-130, полученную сухую смесь перемешивают до гомогенного состояния. Жидкость затворения приготавливают путем последовательного растворения в воде NaCl до достижения раствором плотности 1120 кг/м3.

Затворение сухой смеси раствором хлорида натрия для приготовления тампонажных растворов заявляемого состава осуществляют по методике ГОСТ 34532-2019 «Цементы тампонажные. Методы испытаний».

Результаты исследований приведены в таблице.

Пример. Для приготовления тампонажного раствора (состав 6 в таблице) смешивают 750 г портландцемента ПЦТ I-50, 250 г дроби стальной литой (ДСЛ) (номер дроби 03) и 2 г пластификатора WeellFix Р-130. В тщательно перемешанную смесь сухих компонентов добавляют 300 г 18%-ного раствора хлорида натрия (плотностью 1120 кг/м3). Затворенный состав перемешивают в лабораторной мешалке в течение трех минут, определяют показатели: плотность, растекаемость, водоотделение, время загустевания тампонажного раствора при динамической температуре, предел прочности камня при изгибе, сжатии и сцеплении с металлом через 24 ч твердения при температурах 20°С и 35°С.

Приготовленный утяжеленный тампонажный раствор имеет плотность 2311 кг/м3, растекаемость 214 мм, водоотделение 2,2 мл, время загустевания при средней динамической температуре 35°С составляет 4 ч 05 мин. Сформированный в течение 24 ч утяжеленный камень характеризуется следующими показателями прочности: при изгибе - 2,8 МПа (20°С) и 5,2 МПа (35°С); при сжатии - 15,8 МПа (20°С) и 34,2 МПа (35°С); сцепление с металлом - 1,1 МПа (20°С) и 2,8 МПа (35°С).

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

Для сравнения был также приготовлен утяжеленный минерализованный тампонажный раствор прототипа с плотностью 2290 кг/м3, включающий смесь тампонажного портландцемента ПЦТ I-50 (40 мас.ч) и барита (60 мас.ч), затворенную раствором хлорида натрия (плотностью 1190 кг/м3) при жидкость/смесевом отношении, равном 0,32 (состав 17 в таблице). Можно видеть, что при сопоставимых показателях плотности, растекаемости и водоотделении, время загустевания утяжеленного минерализованного тампонажного раствора прототипа составляет более 10 ч, а затвердевание его в камень не происходит на протяжении 48 ч.

Анализ приведенных в таблице данных показывает, что заявляемый утяжеленный минерализованный тампонажный портландцементный состав при указанных соотношениях компонентов позволяет приготавливать утяжеленный тампонажный раствор с плотностью 2272-2565 кг/м3, характеризующийся необходимыми технологическими свойствами растекаемости, водоотделения, времени загустевания, а при твердении в течение 24 ч способен формировать камень с высокими прочностными характеристиками и сцеплением с металлом.

Благодаря указанным свойствам утяжеленный минерализованный тампонажный портландцементный состав позволяет обеспечить качественное цементирование обсадных колонн в интервалах каменной соли (галита) при наличии межсолевых (подсолевых) проницаемых пород с аномально высокими пластовыми давлениями АВПД (коэффициент аномальности Ка=2,2-2,4), характеризующихся нормальными температурами (20-50°С).

Утяжеленный минерализованный тампонажный портландцементный состав, характеризующийся тем, что содержит смесь сухих компонентов - тампонажного портландцемента бездобавочного ПЦТ I-50, дроби стальной литой – ДСЛ, номер дроби 03, и добавки - пластификатор карбоксилатного типа WeellFix P-130, 18%-ный раствор хлорида натрия при следующем соотношении указанных сухих компонентов, мас.ч.:

тампонажный портландцемент бездобавочный типа ПЦТ I-50 60-80
дробь стальная литая – ДСЛ, номер дроби 03 20-40,

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

пластификатор карбоксилатного типа WeellFix Р-130 0,1-0,25
18%-ный раствор хлорида натрия 25-30



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ограничение водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах коллекторов с различной проницаемостью, в том числе карбонатных пород, насыщенных высоковязкой нефтью.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для цементирования обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов с низким градиентом гидроразрыва (менее 0,0140 МПа/м). Тампонажная смесь включает портландцемент тампонажный, алюмосиликатные микросферы, ультрадисперсный порошкообразный материал.

Изобретение относится к цементировании скважин. Способ составления цементного раствора включает: обеспечение состава цементного раствора, содержащего воду и по меньшей мере один вяжущий компонент; создание модели прочности на сжатие состава цемента, где этап создания модели включает по меньшей мере одно из моделирования предельной прочности на сжатие состава цемента, моделирования энергии активации состава цемента и моделирования временной зависимости прочности на сжатие состава цемента; приготовление цементного раствора, основанное по меньшей мере частично на модели; и введение цементного раствора в подземный пласт.

Изобретение относится к извлечению нефти за счет вытеснения ее из терригенного и карбонатного продуктивного пласта вязким водным щелочным раствором цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ. Технический результат – повышение охвата пластов заводнением, устранение или уменьшение отрицательного влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пласта, снижение проницаемости обводненных участков.
Предложенное изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин включает остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, закачку в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующими наполнителями с учетом интенсивности поглощения насосом с повышенной пропускной способностью.

Заявлен способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта. Техническим результатом является создание надежного барьера поступления пластовых вод по заколонному пространству между обсадной колонной и горными породами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта за счет увеличения охвата воздействия пара на пласт и увеличения паровой камеры.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для ограничения водопритоков в нефтегазовых скважинах. Для осуществления способа ограничения водопритоков в нефтегазовых скважинах закачивают расчетный объем буферной жидкости, расчетное количество водоизолирующего состава и продавливают водоизолирующий состав в пласт с использованием углеводородного сырья с выходом в водонасыщенный горизонт.
Изобретение относится к микробиологическим способам ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в скважине в карбонатных коллекторах верейских и башкирских отложений. Техническим результатом являются повышение эффективности изоляции водопритока в скважине с карбонатными пластами, повышение срока действия изоляционного экрана, повышение межремонтного периода работы скважины, расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ликвидации заколонной циркуляции пластовой воды в нефтяных скважинах. Техническим результатом является обеспечение надежного барьера поступления пластовых вод по заколонному пространству между обсадной колонной и горными породами.
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к жидкостям на водной основе для временного блокирования продуктивного пласта, и может быть использовано при капитальном ремонте газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) при пластовых температурах 60-80°С.
Наверх