ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Российский патент 1995 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным растворам для цементирования нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД), продукция которых содержит агрессивные компоненты (сероводород, углекислоту), в условиях умеренных температур.

Известен облегченный тампонажный раствор на основе портландцемента, облегчающих добавок и воды.

Недостаток этого тампонажного раствора - низкая прочность цементного камня.

Наиболее близким по совокупности признаков является тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий тампонажный цемент и цементную пыль в соотношении 1:1 с водосмесевым отношением 0,65.

Недостатки известного раствора - низкая коррозионная стойкость и недостаточная прочность формируемого цементного камня.

Цель изобретения - повышение качества крепления скважин путем улучшения физико-механических свойств тампонажного раствора и формируемого камня за счет повышения его прочности и коррозионной стойкости.

Для достижения указанной цели тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин в условиях АНПД и кислых агрессивных сред, содержащий тампонажный цемент, цементную пыль и воду, дополнительно содержит золу-унос с содержанием CaO + MgO от 6,66 до 9,60% и хлорид натрия, а цементную пыль с электрофильтров из отходящих газов вращающихся печей цементных заводов, при следующем соотношении компонентов, мас. %: Тампонажный цемент 15,8 - 27,5 Хлорид натрия 3,8 - 6,1
Зола-унос с содержанием CaO + MgO от 6,66 до 9,60% 13,2 - 19,3
Цементная пыль с
электрофильтров из
отходящих газов
вращающихся печей цементных заводов 13,2 - 19,3 Вода Остальное
Тампонажный раствор готовят следующим образом.

Тампонажный цемент, золу-унос и цементную пыль смешивают. Затем приготовленную смесь затворяют на водном растворе хлорида натрия. В качестве компонентов тампонажного раствора были использованы:
- тампонажный цемент ПЦТ Д20-100 Новотроицкого цементного завода;
- цементная пыль, например пыль с электрофильтров из отходящих газов вращающихся печей цементных заводов по ТУ 21-26-24-91;
- зола-унос, например Новотроицкой ТЭЦ, имеющая следующие физико-химические свойства;
химический состав, %: SiO 40,60 - 43,14 Fe₂O₃ 3,83 - 4,63 MnO 0,05 - 0,32 Na₂O 0,25 - 0,77 TiO₂ 0,80 - 0,84 Al₂O₃ 17,70 - 18,91 MgO 2,66 - 4,60 CaO 4,00 - 5,00 K₂O 0,1 - 1,20 P₂O₅ 0,09 - 0,10 п.п.п. 19,0 - 20,0 средняя плотность 2,01 - 2,06 г/см³ удельная поверхность 3500 - 3800 см²/г остаток на сите N 008 - 15%.

Согласно ГОСТ 25818-85 зола соответствует II виду (возможно использование золы-уноса других ТЭЦ, имеющей аналогичные физико-химические свойства).

Хлорид натрия по ГОСТ 13830-84.

Для проведения исследования были взяты тампонажные растворы с различным содержанием компонентов.

Основные технологические параметры (плотность, растекаемость и сроки схватывания) определяли по ГОСТ 26798.1-85. Пределы прочности цементного камня определяли по ГОСТ 26798.2-85.

Коррозионную стойкость цементного камня определяли как отношение прочностей на сжатие балочек-близнецов. Одни хранились в течение 2 и 180 сут в нормальных условиях во влажной среде при температуре 22 ± 3^оС и давлении 0,1 МПа, а другие - в агрессивной среде (газопроводе), содержащей в общем объеме 4,5% сероводорода и 1% углекислоты при температуре 22 ± 3^оС и давлении 3,5 МПа.

Седиментационную устойчивость тампонажного раствора определяли на приборе по величине отстоя за период с момента приготовления до образования кристаллизационной структуры. Прибор позволяет учитывать влияние изменения порогового давления в растворе во время твердения.

Результаты испытаний тампонажных растворов представлены в таблице. Анализ табличных данных показывает: известный тампонажный раствор (опыт 1) при твердении формирует цементный камень прочностью 2,30 - 7,00 МПа и коррозионной стойкостью 0,60.

Заявляемый тампонажный раствор (опыты 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13) при затвердевании образует цементный камень повышенной прочности на изгиб, достигающей 3,0 - 3,3 МПа, на сжатие 8,10 - 8,30 МПа и коррозионной стойкости 0,69 - 0,72.

Предельное содержание компонентов определено следующим образом. Оптимальное содержание тампонажного цемента 15,8 - 27,5 мас. %. При содержании тампонажного цемента менее 15,8 мас. % (опыт 2) прочность и коррозионная стойкость камня на уровне аналогичных показателей прототипа. При содержании тампонажного цемента более 27,5 мас. % (опыт 14) плотность тампонажного раствора превышает 1,65 г/см³ (равна 1,67 г/см³), т.е. переходит в группу растворов нормальной плотности.

Содержание цементной пыли и золы оптимально в пределах 13,2 - 19,3 мас. % . При содержании этих компонентов ниже 13,2 мас. % (опыт 14) содержание тампонажного цемента соответственно превышает верхний предел оптимального содержания. При содержании более 19,3 мас. % (опыт 2) прочность и коррозионная стойкость камня на уровне показателей прототипа. Оптимальное содержание хлорида натрия определено в пределах 3,8 - 6,1 мас. %.

При содержании хлорида натрия менее 3,8 мас. % (опыт 9) формируемый камень при некотором росте прочности имеет коррозионную стойкость на уровне прототипа. Содержание хлорида натрия более 6,1 мас. % (опыт 6) увеличивает сроки твердения тампонажного раствора, не повышает коррозионную стойкость камня.

Тампонажный раствор, не содержащий хлорида натрия (опыт 10), имеет низкие значения прочности и коррозионной стойкости формируемого цементного камня. Тампонажный раствор, не содержащий цементной пыли (опыт 12), образует камень прочностью и коррозионной стойкостью на уровне прототипа.

Таким образом, тампонажный раствор имеет технологически необходимые параметры и при твердении в условиях умеренных температур формирует камень повышенной прочности и коррозионной стойкости.

Тампонажный раствор может быть использован для цементирования нефтяных и газовых скважин в условиях АНПД и умеренных температур при наличии в пластовых флюидах агрессивных компонентов (сероводорода и углекислоты) и рекомендован для всех месторождений страны с аналогичными горно-геологическими условиями.

Сущность изобретения: тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин содержит, мас.%: тампонажный цемент 15,8 - 27,5, хлорид натрия 3,8 - 6,1, золу - унос с содержанием CaO + MgO от 6,66 до 9,60% 13,2 - 19,3, цементную пыль с электрофильтров из отходящих газов вращающихся печей цементных заводов 13,2 - 19,3 и воду - остальное. Тампонажный цемент, золу - унос и цементную пыль смешивают. Полученную смесь затворяют на водном растворе хлорида натрия. 1 табл.

1. ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, содержащий тампонажный цемент, цементную пыль и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит золу-унос с содержанием CaO + MgO 6,66 - 9,60% и хлорид натрия, а цементную пыль - с электрофильтров из отходящих газов вращающихся печей цементных заводов при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Тампонажный цемент - 15,8 - 27,5
Хлорид натрия - 3,8 - 6,1
Зола-унос с содержанием CaO + MgO 6,66 - 9,60% - 13,2 - 19,3
Цементная пыль с электрофильтров из отходящих газов вращающихся печей цементных заводов - 13,2 - 19,3
Вода - Остальное