Тампонажный состав для паронагнетательных скважин Российский патент 2003 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных скважин, в которых применяются термические методы повышения нефтеотдачи пластов.

Тампонажный материал для крепления скважин, в которых применяются методы термического воздействия на пласт, должен схватываться и набирать требуемую прочность при геостатической температуре в интервале цементирования скважины, иметь повышенную деформацию, не должен разрушаться при последующих воздействиях на пласт, быть термостойким и долговечным.

Известен тампонажный материал для паронагнетательных скважин, содержащий шлакопесчаный цемент и портландцемент, твердеющий при 10-80°С с последующим гидротермальным прогревом его до 160-250°С при нагнетании в пласт водяного пара [1].

Недостатком материала является низкая прочность цементного камня при гидротермальном нагреве вследствие перекристаллизации метастабильной фазы гидроалюмината кальция в шестиводный трехкальциевый гидроалюминат.

Известен тампонажный состав для крепления паронагнетательных скважин, содержащий следующие компоненты : клинкер, кварцевый песок, шлак [2].

Получаемый из этого состава цементный камень сохраняет длительную термостойкость только в отсутствии влаги и подвержен постепенному разрушению при цикличном нагреве паром до 360°С.

Задачей данного изобретения является обеспечение длительной прочности и термостойкости цементного камня, испытывающего воздействие гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С до 10 циклов.

Тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий клинкер, гипс, кварцевый песок и шлак, содержит в качестве шлака шлак основной и дополнительно добавку “ИР-1” при следующих соотношениях компонентов, мас.%: клинкер 25-40, гипс 3-6, кварцевый песок 35-38, шлак основной 20-22, добавка “ИР-1” 2-9. В зависимости от геолого-технических условий тампонажный состав может содержать регулятор технологических свойств в виде ускорителя или замедлителя схватывания или понизителя водоотдачи.

Указанный тампонажный состав может содержать регулятор технологических свойств в количестве 0,02-2,0% от массы состава.

В качестве регулятора может быть ускоритель или замедлитель схватывания или понизитель водоотдачи.

Совокупность заявляемых компонентов состава в указанных соотношениях позволяет сформировать такой цементный камень, который при циклическом воздействии теплоносителя имеет стабильные физико-химические характеристики в гидротермальных условиях длительное время. Это обеспечивает получение технического результата - долговременную прочность и гидротермостойкость крепления скважины под воздействием гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С.

Тампонажный состав готовят следующим образом. Сначала готовят шихту. Смешивают клинкер, гипс, песок, шлак и осуществляют их совместный помол. Затем в полученную смесь вводят добавку “ИР-1” по ТУ 5743-001-44628610-98, которая представляет собой вулканическую породу с соотношением оксида кремния к оксиду алюминия более 3,5, содержащую 1-15% пемзы. После тщательного перемешивания состав готов. В случае необходимости, в зависимости от геолого-технических условий скважины в состав дополнительно вводят регулятор технологических свойств, в качестве которого может быть ускоритель или замедлитель схватывания или понизитель водоотдачи.

Для получения тампонажного раствора сухой состав затворяют водой при водосмесевом отношении 0,40-0,44.

Готовят тампонажные составы в заявляемом соотношении компонентов и с удельной поверхностью 350-420 м³/кг.

Пример 1. Для приготовления 100 кг состава берут 25 кг клинкера, 6 кг гипса, 38 кг кварцевого песка и 22 кг шлака основного. Готовую шихту загружают в мельницу и осуществляют помол до удельной поверхности, равной 390-400 м³/кг.

В конце помола добавляют 9 кг “ИР-1” и, домалывая, перемешивают состав.

К полученному вяжущему составу добавляют 42 л воды затворения и готовят тампонажных раствор в соответствии с существующими ГОСТами. Приготовленный тампонажный раствор заливают в формы для получения стандартных образцов и оставляют при температуре около 22°С на 1-2 суток до затворения. После этого образцы подвергают прогреву до 360°С в течение 8 часов, затем охлаждают 16 часов и вновь прогревают, и так далее от 3 до 10 циклов. Затем эти образцы закладываются на длительное твердение в гидротермальных условиях, приближенных к скважинным. После десяти циклов термообработки образца изгиб и сжатие цементного камня составляют соответственно 8,2 и 29,1 МПа, прочность цементного камня при длительном твердении растет: 39, 40, 52 МПа через 180, 270, 360 суток соответственно (см. таблицу, опыт 1).

Пример 2. Готовят 100 кг состава из 40 кг клинкера, 3 кг гипса, 35 кг кварцевого песка, 20 кг шлака основного и 2 кг добавки “ИР-1” по методике, изложенной в примере 1. Из полученного состава готовят тампонажный раствор так же, как в примере 1, и испытывают образцы получаемого цементного камня.

Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 2.

Пример 3. Готовят 100 кг состава из 30 кг клинкера, 5 кг гипса, 38 кг кварцевого песка, 20 кг шлака, 7 кг добавки “ИР-1” по методике, изложенной в примере 1.

В готовый состав при перемешивании вводят ускоритель сроков схватывания раствора - СаСl₂ в количестве 2 кг (2% от массы состава), и готовят тампонажный раствор по примеру 1 для испытаний цементного камня. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 3.

Пример 4. Готовят состав так же, как в примере 2, и при перемешивании вводят в него замедлитель сроков схватывания НТФ в количестве 20 г (0,02% от массы состава). Готовят тампонажный раствор по примеру 1 для испытаний цементного камня. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 4.

Пример 5. Готовят состав так же, как в примере 1, и при перемешивании вводят в него понизитель водоотдачи-сульфацелл в количестве 500 г (0,5% от массы состава). Готовят тампонажный раствор по примеру 1 для испытаний цементного камня. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 5.

Из таблицы видно, что тампонажные растворы, получаемые из заявляемого состава, удовлетворяют предъявляемым к ним требованиям: у них нулевой водоотстой, что обеспечивает седиментационную устойчивость раствора. В пределах требуемых значений находятся водоцементный фактор, растекаемость и плотность. Цикличное воздействие гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С с ростом количества циклов не уменьшает пределов прочности цементного камня, которая растет в процессе твердения последнего.

Использование состава для паронагнетательных скважин позволит повысить герметичность затрубного пространства крепи скважины при циклическом нагнетании теплоносителя, сократит число ремонтов в процессе эксплуатации и повысит количество добываемой нефти.

Источники информации

1. А.С. СССР № 981585, Е 21 В 33/138, 1980 г.

2. А.С. СССР № 981585, Е 21 В 33/138, 1982 г.

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных скважин, в которых применяются термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий клинкер, гипс, кварцевый песок и шлак, содержит в качестве шлака шлак основной и дополнительно добавку “ИР-1” при следующих соотношениях компонентов, мас.% клинкер 25-40, гипс 3-6, кварцевый песок 35-38, шлак основной 20-22, добавка “ИР-1” 2-9. В зависимости от геолого-технических условий тампонажный состав может содержать регулятор технологических свойств в виде ускорителя или замедлителя схватывания или понизителя водоотдачи. Технический результат - состав обеспечивает длительную прочность образуемого из него цементного камня, испытывающего воздействия до 10 циклов гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С. 2 з.п.ф-лы, 1 табл.

1. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий клинкер, гипс, кварцевый песок и шлак, отличающийся тем, что он содержит в качестве шлака шлак основной и дополнительно добавку “ИР-1” при следующем соотношении компонентов, мас. %.

Клинкер 25-40

Гипс 3-6

Кварцевый песок 35-38

Шлак основный 20-22

Добавка “ИР-1” 2-9