Газоцементный тампонажный состав Российский патент 2019 года по МПК C09K8/473 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным составам, применяемым для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Известен используемый в способе цементирования скважин состав газоцементного тампонажного раствора, содержащего цемент, алюминиевую пудру в количестве 0,05-0,50% от массы цемента и воду [SU 1434080 Е21В 33/138, опубл. 30.10.1988].

Недостатком известного тампонажного раствора является начало реакции газовыделения в момент затворения смеси цемента и алюминиевой пудры водой. Основная часть реакции проходит еще в момент приготовления раствора, и после закачки раствора в зону цементирования необходимого расширения тампонажного раствора уже не происходит. К тому же ранняя реакция газовыделения в момент приготовления раствора приводит к загущению раствора и дальнейшим сложностям при его прокачке.

Известен расширяющийся тампонажный материал, предназначенный для цементирования нефтяных, газовых и других скважин, включающий следующие компоненты, мас.ч.:

Портландцемент 100 Алюминиевая пудра 0,5-2,5 Сульфокислоты общей формулы R-SO_nH 0,4-3 Ароматический растворитель 1,6-8 Вода 70-90

[RU 2169826 Е21В 33/138, опубл. 27.06.2001].

Недостатками известного расширяющегося тампонажного материала являются большое содержание алюминиевой пудры и сложность в приготовлении тампонажного раствора, заключающаяся в необходимости предварительного смешивания стабилизатора (сульфокислоты) с ароматическим растворителем и выдержки смеси во времени.

Известен газоцементный тампонажный раствор, используемый для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин, содержащий следующие компоненты, мас.ч.:

Тампонажный цемент 100 Алюминиевый порошок 0,1-0,6 Смесь фосфанола и нитрилотриметилфосфоновой кислоты (1:1,5) 0,02-0,05 Вода 50-53

[RU 2552261 С09К 8/467, Е21В 33/138 опубл. 10.06.2015].

Недостатками указанного газоцементного тампонажного раствора являются отсутствие ПАВ и стабилизатора, приводящее к формированию неравномерной пористости камня, а также из-за особенностей ввода алюминиевой пудры (алюминиевая пудра вводится в готовый тампонажный раствор) неравномерное ее распределение, особенно при приготовлении больших объемов раствора.

Наиболее близким по составу и назначению является тампонажный раствор, содержащий цемент, порошок алюминия, комплексную добавку Альфацем А и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

Цемент 100 Порошок алюминия 0,025-0,5 Комплексная добавка Альфацем А 2,5 Вода 50-60.

Комплексная добавка Альфацем А содержит в своем составе:

- ПАВ - алкилсульфонат щелочного металла;

- стабилизатор пены - смесь эфиров целлюлозы;

- ускоритель схватывания - соль кальция.

[RU 2477740 С09К 8/467 опубл. 20.03.2013].

Недостатком указанного тампонажного раствора является отсутствие регулятора начала и продолжительности газовыделения, вследствие чего реакция газовыделения происходит в момент затворения смеси цемента, комплексной добавки Альфацем А и алюминиевой пудры водой. Короткое время начала газовыделения и достаточно быстрое его завершение обуславливает закачивание уже вспененного тампонажного раствора в обсадные трубы и продавливание в затрубное пространство, что сказывается на его стабильности, поскольку при создании переменных давлений происходит частичное разрушение пузырьков газа с их укрупнением и миграцией в верхнюю часть раствора. В результате, в момент размещения тампонажного раствора в интервалах продуктивных пластов система характеризуется неоднородностью распределения газовой фазы по объему и различным поровым давлением по затрубному пространству. По этой причине, в процессе твердения и развития контракционного снижения давления (вакуума) тампонажный раствор не может в полной мере противостоять своим поровым давлением проникновению пластовых флюидов в затрубное пространство и возникновению перетоков.

При разработке изобретения решение технической проблемы - повышение качества цементирования обсадных колонн в скважинах обеспечивается за счет создания газоцементного тампонажного состава, при этом достигается технический результат, заключающийся в повышении изолирующей способности газоцементного тампонажного состава за счет увеличения времени начала газовыделения и его продолжительности создания стабильной газонасыщенной системы, способной поддерживать постоянное поровое давления в заколонном пространстве, что позволяет предотвратить попадание пластовых флюидов в твердеющий тампонажный раствор в период перехода тампонажной системы из раствора в камень, и в последующем обеспечить формирование непроницаемого камня.

Сущность изобретения как технического решения выражается в следующей совокупности существенных признаков, достаточной для решения указанной технической проблемы и получения обеспечиваемого при использовании изобретения технического результата. Газоцементный тампонажный состав содержит тампонажный цемент, солевую добавку, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), полимерный реагент-стабилизатор, газообразующую добавку, регулятор начала и продолжительности газовыделения, суперпластификатор и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент - 100, солевая добавка - 2,0-8,0, НПАВ - 0, 05-0,20, полимерный реагент-стабилизатор - 0,1-0,3, газообразующая добавка - 0,05-0,20, регулятор начала и продолжительности газовыделения - 0,1-0,3, суперпластификатор - 0,05-0,15, вода - 45,0-60,0.

В качестве солевой газоцементный тампонажный состав добавки содержит хлористый кальций.

В качестве НПАВ газоцементный тампонажный состав содержит оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена Неонол АФ 9-4.

В качестве полимерного реагента-стабилизатора газоцементный тампонажный состав содержит неионогенные марки гидроксиэтилцеллюлозы типа Натросол 250 MX.

В качестве газообразующей добавки газоцементный тампонажный состав содержит алюминиевую пудру ПАП-2.

В качестве регулятора начала и продолжительности газовыделения газоцементный тампонажный состав содержит лимонную кислоту.

В качестве суперпластификатора газоцементный тампонажный состав содержит реагент на основе меламин сульфоната NTPF-17.

Совокупность тампонажного цемента, солевой добавки, неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), полимерного реагента-стабилизатора, газообразующей добавки, регулятора начала и продолжительности газовыделения и суперпластификатора обеспечивает создание внутреннего давления в газоцементном тампонажном составе за счет газовыделения, со смещением во времени его начала и увеличением продолжительности, что позволяет получать стабильную газонасыщенную систему, предотвращающую контракционное снижение давления в интервале цементирования при твердении раствора и снижает вероятность проникновения в затрубное пространство пластовых флюидов с дальнейшей миграцией в вышележащие (нижележащие) проницаемые пласты или до устья скважины.

В качестве тампонажного цемента используют ПЦТ 1-50 по ГОСТ 1581-96.

В качестве солевой добавки используют хлористый кальций по ГОСТ 450-77.

В качестве НПАВ содержит оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена Неонол АФ 9-4 по ТУ 2483-077-05766801-98, представляющий собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до желтоватого цвета.

В качестве полимерного реагента-стабилизатора содержит неионогенную марку гидроксиэтилцеллюлозы типа Натросол 250 MX по ТУ 2231-001-21095737-2005, представляющую собой гранулированный порошок, который быстро растворяется в воде, образуя растворы определенной вязкости.

В качестве газообразующей добавки содержит алюминиевую пудру ПАП-2 по ГОСТ 5494-95, представляющую собой продукт серебристо-серого цвета без видимых примесей, изготовленный из первичного алюминия.

В качестве регулятора начала и продолжительности газовыделения содержит лимонную кислоту по ГОСТ 3652-69, представляющую собой кристаллическое вещество белого цвета.

В качестве суперпластификатора содержит реагент на основе меламин сульфоната NTPF-17 по ТУ 5745-003-21095737-2009, представляющий собой порошок от белого до желтоватого цвета.

Определение основных свойств газоцементного тампонажного состава и камня проводили при температуре (20±2)°С в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний».

Время начала и окончания увеличения объема газоцементного тампонажного состава (от начала затворения) определялось по изменению объема раствора в градуированном стакане во времени с интервалом 5 мин.

Газоцементный тампонажный состав приготавливался следующим образом.

Солевая добавка, НПАВ, полимерный реагент-стабилизатор, газообразующая добавка, регулятор начала и продолжительности газовыделения, пластификатор растворяли в воде при перемешивании на магнитной мешалке ММ-5 в течение 20 мин. Затворение тампонажного цемента производили на водном растворе реагентов в смесителе лабораторном СЛ-1 согласно ГОСТ 26798.1-96. После этого замеряли параметры раствора и определяли свойства сформированного камня.

Раствор прототипа также приготовлен в лабораторных условиях и замерены его параметры.

Пример. Для приготовления предлагаемого газоцементного тампонажного состава (таблица, состав 4) необходимо взять 480 г воды, 20 г СаСl₂, 1 г Неонола АФ 9-4, 2 г Натросола 250 MX, 2 г ПАП-2, 2 г лимонной кислоты, 1 г NTPF-17, перемешать на магнитной мешалке ММ-5 в течение 20 мин. Готовым водным раствором реагентов затворить 1000 г ПЦТ I-50. Затворенный состав перемешивают три минуты и определяют плотность, растекаемость. Заливают в стеклянный градуированный стакан для определения изменения объема раствора во времени и в формы для определения прочности камня при изгибе, сжатии при температуре (20±2)°С.

Приготовленный состав имеет плотность 1,86 г/см³, растекаемость 195 мм, время начала увеличения объема тампонажного раствора (от начала затворения) составляет 55 мин, время окончания увеличения объема составляет 195 мин, максимальное увеличение объема тампонажного раствора 150%, прочность камня при изгибе 3,39 МПа.

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

Для выявления отличительных признаков и положительного эффекта изменяли массовые соотношения ингредиентов.

Установлено, что в указанном диапазоне массовых соотношений ингредиентов обеспечивается начало газовыделения от 55 до 110 мин и окончание реакции от 180 до 280 мин от начала затворения. При этом сохраняются технологические параметры раствора (растекаемость, прочность на изгиб и др.).

Как видно из таблицы, раствор заявляемого газоцементного тампонажного состава характеризуется более длительным временем от момента затворения до начала реакции газовыделения, а процесс газовыделения происходит в течение большего промежутка времени по сравнению с прототипом. Таким образом, основной процесс газовыделения и создания порового давления будет происходить после размещения тампонажного раствора в затрубном пространстве, что исключает нарушение стабильности газонасыщенной системы. Благодаря этому достигается получение системы с плавно увеличивающимся поровым давлением и формируется камень повышенной прочности, обеспечивается необходимая степень изоляции продуктивных пластов в интервале цементирования.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным составам, применяемым для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение изолирующей способности газоцементного тампонажного состава за счет увеличения времени начала газовыделения и его продолжительности, создания стабильной газонасыщенной системы, способной поддерживать постоянное поровое давления в заколонном пространстве, что позволяет предотвратить попадание пластовых флюидов в твердеющий тампонажный раствор в период перехода тампонажной системы из раствора в камень, и в последующем обеспечить формирование непроницаемого камня. Газоцементный тампонажный состав содержит тампонажный цемент, солевую добавку, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), полимерный реагент-стабилизатор, газообразующую добавку, регулятор начала и продолжительности газовыделения, суперпластификатор и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент 100,0, солевая добавка 2,0-8,0, НПАВ 0,05-0,20, полимерный реагент-стабилизатор 0,1-0,3, газообразующая добавка 0,05-0,20, регулятор начала и продолжительности газовыделения 0,1-0,3, cуперпласти-фикатор 0,05-0,15, вода 45,0-60,0. В качестве солевой добавки тампонажный состав содержит хлористый кальций, в качестве НПАВ содержит оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена Неонол АФ 9-4, в качестве полимерного реагента-стабилизатора содержит неионогенную марку гидроксиэтилцеллюлозы Натросол 250 MX, в качестве газообразующей добавки содержит алюминиевую пудру ПАП-2, в качестве регулятора начала и продолжительности газовыделения содержит лимонную кислоту, в качестве суперпластификатора содержит реагент на основе меламин сульфоната NTPF-17. Формируется камень повышенной прочности, обеспечивается необходимая степень изоляции продуктивных пластов в интервале цементирования. 1 табл.

Газоцементный тампонажный состав, характеризующийся тем, что содержит портландцемент тампонажный ПЦТ 1-50, солевую добавку - хлористый кальций, неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена Неонол АФ 9-4, полимерный реагент стабилизатор -гидроксиэтилцеллюлозу Натросол 250 MX, газообразующую добавку - алюминиевую пудру ПАП-2, регулятор начала и продолжительности газовыделения - лимонную кислоту, суперпластификатор на основе меламин сульфоната NTPF-17 и воду при следующем соотношении компонентов, мас. ч:

портландцемент тампонажный ПЦТ 1-50 100,0 хлористый кальций 2,0-8,0 Неонол АФ 9-4 0,05-0,20 гидроксиэтилцеллюлоза Натросол 250 MX 0,1-0,3 алюминиевая пудра ПАП-2 0,05-0,20 лимонная кислота 0,1-0,3 суперпластификатор на основе меламин сульфоната NTPF-17 0,05-0,15 вода 45,0-60,0