Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным растворам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в температурном диапазоне от 60° до 150°С.
Известен тампонажный раствор (SU №1714089 A1, Е21В 33/138, 23.02.1992), содержащий в своем составе следующие ингредиенты, мас.ч.:
К недостаткам известного тампонажного раствора относят низкую прочность, малую термостойкость и склонность к усадочным деформациям цементного камня.
Известен тампонажный раствор (RU №2149981 C1, Е21В 33/138, 27.05.2000), включающий цемент, оксиэтклцеллюлозу (ОЭЦ), воду и меламинсодержащий продукт, в качестве которого используют меламиноформальдегидную смолу или смесь меламиновых смол при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:
Известный тампонажный раствор обладает пониженной водоотдачей, термостабильностью, седиментационной устойчивостью в период его прокачивания и повышенной устойчивостью к прорыву пластового флюида в условиях действия пластовых температур до 100°C.
К недостаткам известного раствора относятся:
- использование в составе меламинсодержащих продуктов, относящихся к 1-му классу опасности;
- использование высоковязкого полимера ОЭЦ, снижающего прочность твердеющего цементного камня.
Применение тампонажных растворов, приготовленных путем затворения портландцемента пресной водой, в условиях залегания солевых отложений не обеспечивает надежной герметизации разобщенного пространства и приводит к растворению солей, слагающих стенки скважины. Кроме того, при непосредственном контакте тампонажного раствора с солевыми средами изменяются его технологические свойства: увеличивается вязкость, возникает коррозия цементного камня, резко сокращаются сроки загустевания, что на практике приводит к увеличению продавочного давления и гидроразрыву пластов.
Задача, на которую направлено предлагаемое изобретение, состоит в получении тампонажного раствора с синтетической дисперсионной средой, предназначенного для крепления нефтегазовых скважин в условиях залегания соленых отложений в температурном диапазоне от 60° до 150°C.
Технический результат, достигаемый предлагаемым тампонажным раствором, заключается в простоте приготовления, сохранении стабильности солевых отложений при контакте с ними, формировании прочного цементного камня в условиях действия повышенных температур при использовании в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости.
Тампонажный раствор, благодаря насыщению жидкости затворения солями, сохраняет устойчивость солевых отложений. Однако известно, что соли-электролиты отрицательно влияют на свойства формируемого цементного камня, приводя к его усадке и снижению прочности.
Экспериментально было доказано, что для нейтрализации отрицательного воздействия солей-электролитов в жидкость затворения целесообразно вводить жидкие углеводородные соединения, благодаря чему снижается ее диэлектрическая проницаемость (таблица 1) и в результате чего наблюдается:
- стабильность солевых пород при контакте с тампонажным раствором;
- затвердевание раствора в прочный непроницаемый камень;
- увеличение цементного камня в объеме.
Результаты экспериментальных данных отражены в таблице 1, где приведена зависимость электрического сопротивления насыщенного раствора хлористого натрия от концентрации углеводородов. В качестве углеводородов использовались триэтиленгликоль (ТЭГ), глицерин и 10%-ный раствор эпоксидной смолы (ЭД-20) в триэтиленгликоле.
Технический результат изобретения достигается за счет того, что тампонажный раствор, включающий пресную воду, минерализованную солями-электролитами, тампонажный портландцемент, кремнезем (свободная двуокись кремния - SiO2 составляет основу кварцевого песка), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), содержит синтетическую жидкость, такую как глицерин, или триэтиленгликоль, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы (ЭД-20) в ТЭГ при соотношении ингредиентов, мас.ч.:
ФХЛС получают путем обработки сульфит-спиртовой барды сернокислым железом и бихроматом натрия.
ФХЛС представляет собой порошок коричнево-зеленого цвета, хорошо растворяющийся в воде, имеющий рН=4-4.5. ФХЛС позволяет снизить вязкость и частично фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов, а также растворов кальциевого типа и загрязненных цементом, антигидритами и поливалентными солями.
Тампонажный раствор может быть приготовлен следующим образом: в пресной воде, взятой в необходимом количестве, растворяют хлорид натрия до полного насыщения воды. В полученный раствор добавляют синтетическую жидкость, например многоатомный спирт, такой как триэтиленгликоль, или глицерин, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы, и тщательно перемешивают до получения однородной эмульсии. В полученную жидкость затворения вводят тампонажную смесь, приготовленную путем перемешивания кремнезема (кварцевого песка), ФХЛС и портландцемента. Приготовление тампонажного раствора осуществляется с помощью мешалки с числом оборотов 18000 об/мин в соответствии со стандартом API 10 А:2007.
Насыщение дисперсионной среды тампонажного раствора хлористым натрием обеспечивает высокое сцепление получаемого цементного камня с солевой породой, а введение синтетических соединений нейтрализует отрицательное воздействие электролитов на прочность цементного камня. Об этом свидетельствуют результаты проведенного эксперимента: солевой керн заполнялся тампонажным раствором. Проводилась визуальная оценка на предмет сохранения керна и определялась прочность на сцепление цементного камня с образцом. Результаты экспериментальных данных отражены в таблицах, где приведены зависимости физико-химических свойств цементного камня и тампонажных растворов от содержания синтетической дисперсионной среды (таблица 2), минерализованной дисперсионной среды (таблица 3) и при ведении добавок-замедлителей (таблица 4).
Для определения оптимальной рецептуры тампонажного раствора были приготовлены составы с добавлением соответственно синтетических жидкостей (таблица 2), минерализованной дисперсионной средой (таблица 3) и добавлением лигносульфонатов (таблица 4).
Физико-механические свойства цементного камня и приготовленных тампонажных растворов проверялись путем добавления в жидкость затворения (пресной воды) различных синтетических соединений. Растворы приготавливались на портландцементе (Ц) марки ПЦТ 1G-CC-1 при В/Ц=0,45, (В - вода).
Как видно из таблицы 2 добавление в жидкость затворения тампонажного ТЭГ (примеры 2-4) приводит к увеличению прочности цементного камня по сравнению с тампонажным раствором, приготовленным на пресной воде (пример 1). При добавлении в состав тампонажного раствора композиции из многоатомного спирта и эпоксидной смолы ЭД-20 рост прочности цементного камня продолжается (примеры 5, 6 и 8, 9), однако при высоких концентрациях смеси прочность камня начинает снижаться (примеры 7 и 10). Смесь спиртов глицерина и ТЭГ с эпоксидной смолой при добавлении в жидкость затворения незначительно повышает прочность цементного камня (примеры 11 и 12). Добавление парафинового латекса, состоящего из смеси смол и полиэлектролита, не оказывает существенного изменения прочности цементного камня (примеры 13, 14).
Ввод спирта и композиции на основе спирта и эпоксидной смолы способствует увеличению седиментационной устойчивости тампонажного раствора, о чем свидетельствует отсутствие водоотделения (таблица 2, примеры 4-12).
Составы, полученные при добавлении в жидкость затворения синтетических соединений, при затвердевании образуют прочный цементный камень, однако, их использование в соленосных отложениях не обеспечивает сохранение устойчивости данных пород и не позволяет достичь герметично зацементированного пространства, поэтому были приготовлены составы с минерализованной дисперсионной средой и добавлением синтетических соединений.
В таблице 3 приведены результаты исследования свойств тампонажного раствора, приготовленного на минерализованной дисперсионной среде.
Как видно из таблицы 3, минерализация дисперсионной среды обеспечивает рост прочности цементного камня (примеры 1-9), однако прочность камня на сцепление с солью увеличивается только с повышением концентрации синтетических добавок (примеры 3, 5, 7 и 9).
В таблице 4 приведены свойства тампонажного раствора, приготовленного на цементе марки ПЦТ 1G-CC-1 и обработанного добавками-замедлителями сроков схватывания.
Как видно из таблицы 4, наиболее эффективна добавка ФХЛС (примеры 3, 9 и 12). Эта добавка обеспечивает подвижность тампонажного раствора в течение 200-240 мин, что вполне достаточно для продавки раствора в цементируемый участок скважины. Неэффективны в использовании реагенты нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) и карбоксиметилцеллюлозы КМЦ (пример 5), а также смеси реагентов полиакрилата, кальцинированной соды и полимера Melflux 5588 (пример 10), поскольку получаемые растворы не схватываются. Остальные реагенты не оказывают существенного замедляющего эффекта, к тому же снижают прочность получаемого цементного камня (примеры 2, 4, 7, 8 и 11).
Приведенные в таблицах 1-4 результаты позволяют установить оптимальную рецептуру тампонажного раствора для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях при повышенных температурах.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Полимерсодержащий реагент для цементно-полимерного раствора | 2017 |
|
RU2700125C2 |
ТАМПОНАЖНАЯ СМЕСЬ | 2020 |
|
RU2726695C1 |
Тампонажный состав | 2020 |
|
RU2761396C1 |
ГАЗОБЛОКИРУЮЩИЙ ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С МАЛЫМИ КОЛЬЦЕВЫМИ ЗАЗОРАМИ | 2014 |
|
RU2553807C1 |
ОБЛЕГЧЕННЫЙ ГАЗОБЛОКИРУЮЩИЙ ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НАДПРОДУКТИВНЫХ ИНТЕРВАЛОВ (ВАРИАНТЫ) | 2012 |
|
RU2497861C1 |
Базовый тампонажный материал для цементирования скважин в интервале продуктивного пласта | 2023 |
|
RU2801331C1 |
СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБЛЕГЧЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ПЛОТНОСТЬЮ 1450-1500 кг/м | 2008 |
|
RU2385894C1 |
Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине | 2023 |
|
RU2808074C1 |
Упрочняющая композиция для цементных растворов и бетонов | 2022 |
|
RU2781295C1 |
ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР | 2010 |
|
RU2441897C1 |
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для крепления скважин, и может быть использовано при строительстве скважин в солевых отложениях в температурном диапазоне от 60° до 150°С. Технический результат, достигаемый предлагаемым тампонажным раствором, заключается в простоте приготовления, сохранении стабильности солевых отложений при контакте с ними, формировании прочного цементного камня в условиях действия повышенных температур при использовании в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости. Тампонажный раствор содержит, (мас.ч.): тампонажный портландцемент 60-70; кремнезем 30-40; феррохромлигносульфонат 1,5-2; глицерин, или триэтиленгликоль, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в триэтиленгликоле 10-20; насыщенный водный раствор NaCl 40-45. 4 табл.
Тампонажный раствор, включающий пресную воду, минерализованную солями электролитами, тампонажный портландцемент, кремнезем, технические лигносульфонаты, отличающийся тем, что в качестве соли электролита используют хлорид натрия NaCl, в качестве технических лигносульфонатов используют феррохромлигносульфонат ФХЛС, раствор дополнительно содержит или глицерин, или триэтиленгликоль ТЭГ, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в ТЭГ при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:
ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР | 1998 |
|
RU2149981C1 |
Тампонажный состав | 1989 |
|
SU1760087A1 |
Тампонажный состав | 1987 |
|
SU1506081A1 |
RU 95113902 A1, 10.08.1997 | |||
ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ | 1992 |
|
RU2036297C1 |
АНТИФРИКЦИОННАЯ КОМПОЗИЦИЯ | 2007 |
|
RU2359981C1 |
RU 23119721 C2, 20.03.2008 | |||
US 7723273 B2, 25.05.2010 | |||
WO 2011056393 A2, 12.05.2011 | |||
US 20090078418 A1, 26.03.2009. |
Авторы
Даты
2013-07-20—Публикация
2011-09-14—Подача