ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА И РЕМОНТА ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУР Российский патент 2021 года по МПК C09K8/46 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к тампонажным растворам для строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях низких температур.

Известен тампонажный материал для цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, осложненных наличием в разрезе многолетнемерзлых пород, характеризующихся сплошной и прерывистой льдистостью, содержащий %масс: порошок бруситовый каустический – 43,86-47,36; сернокислый магний – 8,32-13,81; вода – остальное (RU № 2460754, 2011).

Недостатки данного тампонажного материала заключаются в том, что он имеет неконтролируемые сроки загустевания и сроки схватывания, а также имеет высокую фильтратоотдачу раствора, из-за чего водная фаза будет быстро отфильтровываться и тампонажный материал станет непрокачиваемым.

Более близким к изобретению является тампонажный состав для крепления скважин и боковых стволов с горизонтальными участками, включающий портландцемент и алюминатное вяжущее, отличающийся тем, что в качестве алюминатного вяжущего содержит глиноземистый цемент и дополнительно содержит кварцевый песок, негашеную известь, суперпластификатор С-3, реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи - 1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы марки 400, пеногаситель Пента-465 и воду, мас.ч.: портландцемент 55-65, глиноземистый цемент 10-20, известь негашеная 5-10, песок кварцевый 15-20, суперпластификатор С-3 1-1,3, 1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы марки 400 20-30, пеногаситель Пента-465 0,05-0,1, вода 30 (RU № 2588066, 2015).

Недостатки известного тампонажного состава заключаются в том, что он не обеспечивает возможность осуществления контроля над сроками загустевания и сроками схватывания в условиях низких температур, а также низкую прочность цементного камня.

Техническая задача настоящего изобретения заключается в обеспечении возможности контроля сроков загустевания и сроков схватывания в условиях низких температур, а также в повышении прочности цементного камня.

Указанная техническая задача решается тем, что тампонажный раствор для строительства и ремонта, нефтяных и газовых скважин в условиях низких температур содержит глиноземистый цемент, метакаолин, пластификатор, ускоритель схватывания и воду при следующем соотношении компонентов, %масс:

- глиноземистый цемент 50,0 – 65,0

- метакаолин 4,0 – 19,0

- пластификатор 0,1 – 1,0

- ускоритель 0,001 – 0,01

- вода остальное, до 100.

Технический результат заключается в обеспечении возможности контроля сроков загустевания и сроков схватывания в условиях низких температур, а также в повышении прочности цементного камня. Технический результат достигается за счет добавления в тампонажный раствор регулировщиков сроков схватывания и загустевания: пластификатора, который одновременно является замедлителем и ускорителя.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Описываемый тампонажный состав готовят следующим образом.

Для приготовления тампонажного раствора предварительно готовят сухую смесь, для чего берут глиноземистый цемент и смешивают с метакаолином. Количество глиноземистого цемента определяется необходимым водоцементным соотношением, а количество метакаолина определяется необходимостью контролировать фильтратоотдачу тампонажного раствора. Далее предварительно готовят жидкость затворения путем добавления пластификатора и ускорителя схватывания в воду. Количество пластификатора и ускорителя схватывания определяется необходимостью достигнуть контролируемых сроков схватывания и сроков загустевания, а количество воды определяется необходимым водоцементным соотношением.

Нижняя и верхняя граница диапазона концентраций компонентов тампонажного раствора определяется необходимостью получить заданные свойства тампонажного раствора.

Ниже представлены примеры получения описываемого тампонажного раствора для строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин.

Для приготовления тампонажных растворов по приведенным примерам используют следующие реагенты:

– в качестве глиноземистого цемента используют глиноземистый цемент марки SECAR 38R;

– в качестве метакаолина используют высокоактивный метакаолин по ГОСТ Р 56178-2014;

– в качестве пластификатора используют суперпластификатор марки Melflux PP100F;

– в качестве ускорителя используют карбонат калия или карбонат натрия или карбонат лития;

– в качестве воды используют пресная техническая вода.

Пример №1.

Для приготовления 1000,0 г тампонажного раствора готовится сухая смесь, для чего берется глиноземистый цемент марки SECAR 38R – 500,0 г и высокоактивный метакаолин – 190,0 г. Далее сухая смесь затворяется в жидкости затворения, состоящей из 10,0 г суперпластификатора марки Melflux PP100F, 0,1 г карбоната калия и 299,9 г воды. После чего раствор перемешивается до полной однородности.

Пример №2.

Для приготовления 1000,0 г тампонажного раствора готовится сухая смесь, для чего берется глиноземистый цемент марки SECAR 38R – 575,0 г и высокоактивный метакаолин – 115,0 г. Далее сухая смесь затворяется в жидкости затворения, состоящей из 5,0 г суперпластификатора марки Melflux PP100F, 0,05 г карбоната натрия и 304,95 г воды. После чего раствор перемешивается до полной однородности.

Пример №3.

Для приготовления 1000,0 г тампонажного раствора готовится сухая смесь, для чего берется глиноземистый цемент марки SECAR 38R – 650,0 г и высокоактивный метакаолин – 40,0 г. Далее сухая смесь затворяется в жидкости затворения, состоящей из 1,0 г суперпластификатора марки Melflux PP100F, 0,01 г карбоната лития и 308,99 г воды. После чего раствор перемешивается до полной однородности.

Для определения эффективности полученных тампонажных растворов проводят следующие исследования:

– определение растекаемости тампонажного раствора по ГОСТ 26798.1-96 с помощью прибора КР-1 (конус АзНИИ);

– определение плотности тампонажного раствора с помощью рычажных весов FANN 144 по ISO 10426-2;

– определение времени загустевания и времени схватывания с помощью консистометра высокого давления Chandler 7222 по ISO 10426-2;

– определение предела прочности цементного камня на сжатие и изгиб с помощью гидравлического пресса ПГМ-МГ4-500 по ISO 10426-2.

Данные по растекаемости, плотности, времени загустевания и схватывания, прочности на изгиб и на сжатие через 1 сутки при температуре +10^оС полученные для тампонажных растворов №№ 1-4 приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Свойства тампонажных растворов №№ 1–4

Температура испытаний, ^оС № тампонажного раствора Растекаемость, см Плотность, кг/м³ Время загустевания до 30 Вс, мин Время схватывания до 100 Вс, мин Прочность камня на сжатие через 1 сут, МПа Прочность камня на изгиб через 1 сут, МПа +10 1 23 2050 350 510 35,5 7,8 2 21 2070 200 380 43,3 9,9 3 19 2090 110 240 51,5 11,5 Прототип 25 1860 290 520 10,0 3,2

Как следует из таблицы, описываемый тампонажный раствор обладает значительно большей прочностью цементного камня как на сжатие, так и на изгиб, чем известный состав, что позволяет предлагаемому составу выдерживать значительные знакопеременные механические нагрузки.

При этом сроки загустевания и схватывания предлагаемого тампонажного раствора легко регулируются при низких температурах, а известного тампонажного раствора нет.

Таким образом, описываемый тампонажный раствор более эффективен, чем известный, и может использоваться для строительства и ремонта газовых и нефтяных скважин в условиях низких температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Тампонажный раствор для строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях низких температур содержит 50,0-65 мас.% глиноземистого цемента, 4,0-19,0 мас.% метакаолина, 0,1-1,0 мас.% пластификатора, 0,001-0,01 мас.% ускорителя схватывания и воду до 100 %. При этом в качестве пластификатора используется суперпластификатор марки Melflux PP100F, а в качестве ускорителя схватывания используют карбонат калия, или карбонат натрия, или карбонат лития. Техническим результатом является обеспечение контролируемых сроков загустевания и сроков схватывания в условиях низких температур, а также получение цементного камня высокой прочности. 3 пр., 1 табл.

Тампонажный раствор для строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях низких температур, содержащий глиноземистый цемент, метакаолин и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит пластификатор и ускоритель схватывания, в качестве пластификатора используется суперпластификатор марки Melflux PP100F, а в качестве ускорителя схватывания используют карбонат калия, или карбонат натрия, или карбонат лития, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- глиноземистый цемент 50,0-65,0

- метакаолин 4,0-19,0

- пластификатор 0,1-1,0

- ускоритель схватывания 0,001-0,01

- вода - остальное, до 100.