Тампонажный состав для паронагнетательных скважин. Цемент тампонажный для паронагнетательных скважин


Тампонажный состав для паронагнетательных скважин

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в которых применяются термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Технический результат изобретения состоит в отсутствии водоотделения в тампонажном растворе, снижении фильтрации, увеличении времени загустевания и схватывания цементного камня в условиях нормальных температур, повышении адгезионных свойств образующегося тампонажного камня и в обеспечении стойкости его при условии резкого перепада температур от 22°С до 180°С при одновременном сохранении высокой прочности при циклическом термовоздействии в течение длительного времени. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин содержит, мас.ч.: портландцемент 50-80, кварцевый песок 10-45, аморфная двуокись кремния до 10, вода до в/ц 0,35-0,52. Тампонажный состав в качестве регулятора технологических свойств дополнительно содержит ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция или хлорид натрия до 5 мас.ч. и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч. и/или пластификатор - лингосульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

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

Известен тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий в мас.%: клинкер 25-40; гипс 3-6; кварцевый песок 35 -38; шлак основной 20-22 и добавку «ИР-1» 2-9 (Патент РФ №2220275, кл. Е21В 33/138, опубл. 2003 г.). Указанный известный состав обеспечивает длительную прочность цементного камня, испытывающего воздействие до 10 циклов гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С.

Однако указанный известный состав характеризуется недостаточной адгезией к металлу обсадной колонны, что не позволяет обеспечить качественное ее крепление в жестких условиях термического воздействия.

Также известен тампонажный материал, содержащий в масс.%: портландцементный клинкер 76-80; гипс 4-5; молотый никелевый шлак 15-20 (Патент РФ №2111340, кл. Е21В 33/138, опубл. 1998 г.). Этот материал обеспечивает температурную стойкость образующегося камня в течение продолжительного времени. Но его адгезионные свойства также являются недостаточными.

Из ряда тампонажных составов, предназначенных для использования в паронагнетательных скважинах, также известен тампонажный материал, содержащий в мас.%: шлакопесчаный цемент 30 - 70 и портландцемент 30-70. При этом шлакопесчаный цемент содержит 50-60% шлака и 40-50% кварцевого песка (Авт. свид-во СССР №981585, кл. Е21В 33/138, опубл. 1982 г.). Указанный известный состав характеризуется теми же недостатками, что и вышеприведенные аналоги.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по совокупности признаков является тампонажный материал, предназначенный для использования в скважинах, подвергающихся термическим методам воздействия, и содержащий в мас.%: тампонажный портландцемент 55-77; кварцевый песок 20-35; шлак синтетический известково-глиноземистый 3-10 (Авт. свид-во СССР №1654540, кл. Е21В 33/138, опубл. 1991 г.). Тампонажный камень, образующийся из известного материала, является термостойким при циклическом нагреве до 400°С.

Недостатками указанного известного тампонажного материала является следующее:

- большое водоотделение тампонажного раствора, что приводит к его расслоению;

- высокая фильтрации в условиях умеренных и повышенных температур сопоставима с показателем фильтрации чистого цемента, который составляет 600 см3 при ΔР=0,7 МПа, что может привести к преждевременному загустеванию тампонажного раствора;

- короткие сроки схватывания в условиях нормальных температур, что не обеспечивает безопасный режим закачки тампонажного раствора в скважину;

- недостаточная адгезия к металлу и породе;

- недостаточная стойкость камня в условиях резкого перепада температур.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в отсутствии водоотделения в тампонажном растворе, снижении фильтрации, увеличении времени загустевания и схватывания цементного камня в условиях нормальных температур, повышении адгезионных свойств образующегося тампонажного камня и в обеспечении стойкости его при условии резкого перепада температур от 22°С до 180°С при одновременном сохранении высокой прочности при циклическом термовоздействии в течение длительного времени.

Указанный технический результат обеспечивается предлагаемым тампонажным составом для паронагнетательных скважин, содержащим портландцемент, кварцевый песок, кремниевый реагент и воду, при этом согласно изобретению в качестве кремниевого реагента он содержит аморфную двуокись кремния, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

Портландцемент 50-80
Кварцевый песок 10-45
Аморфная двуокись кремния до 10
Вода до в/ц 0,35-0,52

Тампонажный состав дополнительно содержит регуляторы технологических свойств.

Тампонажный состав в качестве регулятора технологических свойств содержит ускоритель сроков схватывания до 5 мас.ч., и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч., и/или пластификатор до 0,7 мас.ч., и/или реагент Полицем ДФ до 0,3 мас.ч.

Тампонажный состав в качестве ускорителя сроков схватывания содержит хлорид кальция или хлорид натрия.

Тампонажный состав в качестве пластификатора содержит лигносульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б.

Тампонажный состав в качестве пеногасителя содержит модифицированный кремнийорганический полимер.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

В предлагаемый тампонажный состав вводится кремний, в различной по химической активности форме: в виде кварцевого песка и в виде аморфной двуокиси кремния. Механизм взаимодействия кремнеземистых добавок с составляющими портландцемента заключается в связывании ими свободного оксида кальция как основного компонента и образовании более стабильных при повышенных температурах соединений. Причем стойкость этих соединений сохраняется и при перепаде температур.

Кварцевый песок в условиях нормальных температур будет являться инертным наполнителем. При повышении температуры в скважине в период нагнетания пара до 180°С силикаты, присутствующие в кварцевом песке, способствуют образованию низкоосновных гидросиликатов кальция. Наличие в заявляемом тампонажном материале активной кремнеземистой добавки - аморфной окиси кремния способствует образованию низкоосновных гидросиликатов на ранней стадии твердения, которые отличаются низковолокнистой структурой и содержат кристаллы коллоидных размеров, что предопределяет при твердении образование мелкопористого малопроницаемого камня повышенной механической прочности и температурной устойчивости. Поставщиками аморфной двуокиси кремния могут быть следующие добавки: зола уноса, алюмосиликатные микросферы, пыль уноса диоксида кремния или микрокремнезем или двуокись кремния, полученная искусственным путем в виде белого аморфного легкоподвижного порошка в результате прокаливания кремневой кислоты. Важной составляющей при этом является размер зерен добавки - аморфной двуокиси кремния. Чем больше дисперсность указанной добавки, тем выше ее активность при взаимодействии с минералами цементного клинкера, т.е., например, пылевидный материал является более активным.

Экспериментальным путем было установлено, что только при заявленном соотношении компонентов в предлагаемом тампонажном составе обеспечивается указанный технический результат. Так, при снижении количества портландцемента ниже 50 мас.ч. не обеспечивается достаточная прочность тампонажного камня в условиях нормальных температур (в период твердения и формирования тампонажного камня), а при увеличении его количества более 80 мас.ч. при повышении температуры в период нагнетания в скважину пара прочностные характеристики тампонажного камня начинают интенсивно снижаться, т.е начинается процесс его разрушения.

Снижение содержания кварцевого песка менее 10 мас.ч. приводит к недостаточному повышению термостойкости цементного камня, а увеличение его количества выше 45 мас.ч. ведет к снижению прочностных характеристик тампонажного камня в период его формирования в условиях нормальных температур.

Использование аморфного кремния выше 10 мас.ч. вызывает повышенное водопотребление тампонажного состава, что в свою очередь приводит к снижению прочности и проницаемости цементного камня, особенно при перепадах температур.

А изменение содержания воды за предлагаемые пределы приводит к получению состава или с короткими сроками схватывания, не позволяющими прокачать его в скважину, или, наоборот, с высокими сроками схватывания, что в скважинных условиях приведет к размыву состава.

Заявляемый состав может быть использован также с технологическими добавками, регулирующими технологические свойства, исходя из конкретных скважинных условий.

Таким образом, только совокупность предложенных компонентов в заявленном их количественном соотношении позволяет получить тампонажный состав с указанными свойствами.

Предлагаемый тампонажный состав был испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления использовали следующие компоненты:

- портландцемент марки ПЦТ-100 или ПЦТ G-CC-1 по ГОСТ 1581-96;

- кварцевый песок - ГОСТ 8736-85, в соответствии с которым SiO2 должно быть не менее 90%, глины не более 5%, слюды не более 5%, годным для использования является песок, просеянный через сито с ячейками 0,15 мм с остатком на сите не более 30%;

- аморфная двуокись кремния, например микрокремнезем, который является побочным продуктом производства кремния или кремниевых сплавов путем восстановления кварца в электрической печи. Частицы имеют сферическую форму, обычно около 100 нм в диаметре и состоят большей частью из стекла. Удельная поверхность равна 15-25 м2, истинная плотность около 2000 кг/м3, насыпная плотность свежеотфильтровованного порошка 200 кг/м3. Как минеральная добавка для бетонов микрокремнезем отличается мельчайшими размерами частиц и высокой пуццоланической активностью. Добавка в цемент микрокремнезема ограничена, что связано с его высокой водопотребностью. Кремний оксид аморфный ОСЧ ТУ 6-09-4901-80, кремний двуокись аморфная Ч ТУ 6-09-5016-90, двуокись кремния ОСЧ ТУ 6-09-3379-73;

- хлорид кальция или хлорид натрия;

- оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) марки Гидроцем В,С,Н;

- лигносульфонат, Melflux или Цемпласт МФ марки б;

- вода техническая.

Пример. Для приготовления предлагаемого тампонажного состава брали 70 г портландцемента, смешивали его с 25 г кварцевого песка и 5 г аморфной двуокиси кремния. Получали состав со следующим соотношением компонентов, мас.ч.: портландцемент - 70; кварцевый песок - 25; аморфная двуокись кремния - 5. Далее добавляли регуляторы технологических свойств: 1,4 г хлористого кальция; 0,2 г Гидроцема С, 0,2 г Цемпласта МФ марки б и 0,14 г Полицема ДФ. Полученную смесь затворяли водой при водоцементном соотношении 0,52.

Составы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого тампонажного состава:

- водоотделение;

- водоотдачу тампонажного состава при ΔР=0,7 МПа за 30 мин;

- сроки схватывания тампонажного камня;

- прочность тампонажного камня при сжатии, МПа;

- прочность тампонажного камня при изгибе, МПа

- усилие выталкивания образцов, МПа;

- проницаемость тампонажного камня, мД.

Определение прочности при изгибе и сжатии цементных образцов и водоотделения проводились в соответствии с ГОСТ 26798.2-96. Кроме того, прочность при сжатии определялась неразрушающим методом контроля с использованием ультразвукового анализатора прочности цемента. Определение водоотдачи, сроков схватывания, усилия выталкивания образцов, проницаемость тампонажного камня производились известными методами.

Данные о содержании компонентов в исследованных тампонажных составах (известном и предлагаемом) приведены в таблице 1.

Данные о свойствах тампонажных составов и о свойствах образующегося из них тампонажного камня приведены в таблице 2.

Результаты, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают следующие преимущества предлагаемого тампонажного состава перед известными:

- отсутствие водоотделения;

- низкая фильтрация тампонажных составов;

- сроки схватывания позволяют производить безаварийную закачку цементного раствора в скважину.

- высокие адгезионные свойства (на 20-78% выше, чем у известного).

Таким образом, использование предлагаемого тампонажного состава в паронагнетательных скважинах позволит обеспечить качественное крепление обсадных колонн, исключающее загустевание и схватывание цементного раствора в период закачки цементного раствора в скважину. Отсутствие водоотделения и низкая фильтрация обеспечит безусадочность формируемого цементного камня и позволит снизить потери водной фазы из цементного раствора в период его контакта с проницаемыми участками ствола скважины, что способствует формированию качественного цементного камня по всему стволу скважины, в том числе и в интервале проницаемых пластов.

Кроме того, учитывая, что паронагнетательные скважины не являются высокотемпературными, то формирование цементного камня происходит в условиях нормальных температур, а в период ввода их в эксплуатацию после нагнетания пара исключается растрескивание тампонажного камня вследствие резкого перепада температур (температура нефти может быть от 30 до 40°С, в то время как температура нагрева тампонажного камня паром составляет до 180°С), а значит, гарантируется качественное крепление и цементирование скважины.

Вместе с этим, испытывая постоянные циклические температурные нагрузки, тампонажный камень, сформированный из предлагаемого состава, гарантирует качественную изоляцию затрубного пространства и позволяет сократить число ремонтов и межремонтный период в период эксплуатации паронагнетательных скважин.

1. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий портландцемент, кварцевый песок, кремниевый реагент и воду, отличающийся тем, что в качестве кремниевого реагента он содержит аморфную двуокись кремния при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Портландцемент 50-80
Кварцевый песок 10-45
Аморфная двуокись кремния До 10
Вода До в/ц 0,35-0,52

2. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит регуляторы технологических свойств.

3. Тампонажный состав по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве регулятора технологических свойств он содержит ускоритель сроков схватывания до 5 мас.ч., и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч., и/или пластификатор до 0,7 мас.ч., и/или реагент Полицем ДФ до 0,3 мас.ч.

4. Тампонажный состав по п.3, отличающийся тем, что в качестве ускорителя сроков схватывания он содержит хлорид кальция или хлорид натрия.

5. Тампонажный состав по п.3, отличающийся тем, что в качестве пластификатора он содержит лигносульфонаты, или Melflux, или Цемпласт МФ марки б.

www.findpatent.ru

Технология крепления паронагнетательных скважин с аномально-низкими пластовыми давлениями

Главная  Технологии  Технология крепления паронагнетательных скважин с аномально-низкими пластовыми давлениями

 

Нашей компанией успешно завершены опытно-промысловые работы по применению облегченных термостойких цементов серии «ТермоЛайт» при цементировании эксплуатационных колонн, паронагнетательных скважин Усинского месторождения, ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Подробнее об этом можно узнать перейдя по ссылке в раздел Новости.

При цементировании паронагнетательных скважин, с циклически-изменяющимися температурами (до 350°С) осложненными наличием в разрезе, пластов с аномально-низкими пластовыми давлениями и низкими температурами, оператор по цементированию сталкивается с несколькими серьезными задачами:

1. Тампонажный камень  формируется в условиях низких температур, при твердении в которых, должен набирать необходимую и достаточную для продолжения работ в скважине прочность.

2.  При этом, тампонажный раствор должен иметь низкую плотность (вплоть до 1,0 г/см3) для недопущения в процессе цементирования поглощений технологических жидкостей, потери циркуляции.

3. Тампонажный раствор для цементирования скважин с циклически-изменяющимися температурами должен обладать термостойкостью, исключающей старение тампонажного камня при воздействии на него повышенных температур. 

 

Влияние 10 циклов нагрев – охлаждение, на тампонажный камень на базе портландцемента ПЦТ-I-50

 

 

Таким образом, тампонажный цемент для цементирования паронагнетательных скважин, с циклически-изменяющимися температурами (до 350°С), с аномально-низкими пластовыми давлениями и низкими температурами должен иметь плотность от 1,0 г/см3до 1,5 г/см3, прочность на изгиб при плотности 1,0 г/см3 и температуре твердения 22°С не менее 0,7 МПа, при этом, тампонажный камень под воздействием высоких температур (до 350°С ) не должен разрушаться.

Для получения сверхлегких тампонажных растворов с удельными весами менее 1,0 г/см3 на сегодняшний день существуют следующие технологические решения:

1. Использование инженерных микросфер серии Granuligt и 3М.

2. Использование пеноцементов.

При этом, применение пеноцементов не всегда оправданно, так как у данного подхода есть ряд существенных недостатков:

  • Неконтролируемые параметры (объем, удельный вес, реология ) тампонажного раствора как при затворении, так и в баротермальных условиях скважины.
  • Дифференцируемость теплопроводности по глубине скважины.
  • Сложность контроля процесса цементирования - усложнение технологии.
 
Влияние давления на тампонажно-технологические характеристики аэрированных тампонажных цементов полученных с применением воздухововлекающих добавок.
 

Так же к недостаткам тампонажных систем на основе газововлечения можно отнести, то что: существующие методы определения и оценки свойств сверхлегких цементов на основе микросферы не позволяют корректно оценивать аэрированные тампонажные цементы.

- Таким образом не прогнозируется плотность аэрированного тампонажного камня непосредственно в скважине. Колебания плотности могут составлять от 1,03 г/см3 на устье до 1,90 г/см3 в скважине.

- Сложность приготовления раствора с заданной плотностью в промысловых условиях, т.к. требуется нормирование типов применяемого оборудования для создания перемешивания с требуемой интенсивностью и, соответственно, требуемого вовлечения воздуха, а также продолжительности перемешивания.

- Учитывая сжимаемость аэрированного тампонажного раствора и отсутствие достоверных данных по реологическим свойствам в условиях скважины, наличия сжимаемой системы с переменной плотностью (от 1,23 г/см3 до 1,72 г/см3) очень сложно провести гидравлический расчет цементирования и определить график изменения давления, в том числе и ожидаемые давления на слабые пласты и вероятность их гидроразрыва.

- За счет разной плотности тампонажного камня в затрубном пространстве – имеем в скважине тампонажный камень с переменными сроками схватывания, прочностью , проницаемостью.

 

Сравнение пеноцементной и традиционной технологий крепления скважин

 

 

Таким образом, принимая во внимание имеющихся недостатки пеноцементов, для обеспечения качественного крепления паронагнетательных скважин с аномально-низкими пластовыми давлениями в ЗАО «СпецЦементСервис» была разработана линейка сверхлегких и облегченных тампонажных растворов с удельным весом от 0,9 г/см3 до 1,5 г/см3.

Данные составы разработаны на базе теплоупорного вяжущего, обеспечивающего термостойкость цементов при высоких температур и одновременно набор необходимой прочности при температурах около 20°С, и инженерных микросферах серии Granulight и 3М, что позволяет добиться стабильных тампонажных растворов плотностью 0,9 г/см3 - 1,0 г/см3, с прогнозируемыми тампонажно-технологическими характеристиками, как на устье так и в баро-термальных условиях скважины.

Тампонажно-технологические характеристики разработанных ЗАО "СпецЦементСервис" сверхлегких и облегченных цементов для крепления паронагнетательных скважин

 
Основные преимущества от использования тампонажного цемента плотностью 0,9 г/см3, на базе стеклянных микросфер 3М, теплоупорного вяжущего и комплексных добавок Granulight:

 
Влияние 10 циклов нагрев – охлаждение, на тампонажный камень на базе теплоупорного вяжущего

spec-cement.ru

Тампонажный состав для паронагнетательных скважин

 

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.

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 3/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.

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

2. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит регулятор технологических свойств в количестве 0,02-2,0% от массы состава.

3. Тампонажный состав по п.2, отличающийся тем, что в качестве регулятора технологических свойств он содержит ускоритель, или замедлитель схватывания, или понизитель водоотдачи.

www.findpatent.ru

тампонажный состав для паронагнетательных скважин - патент РФ 2359988

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в которых применяются термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Технический результат изобретения состоит в отсутствии водоотделения в тампонажном растворе, снижении фильтрации, увеличении времени загустевания и схватывания цементного камня в условиях нормальных температур, повышении адгезионных свойств образующегося тампонажного камня и в обеспечении стойкости его при условии резкого перепада температур от 22°С до 180°С при одновременном сохранении высокой прочности при циклическом термовоздействии в течение длительного времени. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин содержит, мас.ч.: портландцемент 50-80, кварцевый песок 10-45, аморфная двуокись кремния до 10, вода до в/ц 0,35-0,52. Тампонажный состав в качестве регулятора технологических свойств дополнительно содержит ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция или хлорид натрия до 5 мас.ч. и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч. и/или пластификатор - лингосульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

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

Известен тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий в мас.%: клинкер 25-40; гипс 3-6; кварцевый песок 35 -38; шлак основной 20-22 и добавку «ИР-1» 2-9 (Патент РФ № 2220275, кл. Е21В 33/138, опубл. 2003 г.). Указанный известный состав обеспечивает длительную прочность цементного камня, испытывающего воздействие до 10 циклов гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С.

Однако указанный известный состав характеризуется недостаточной адгезией к металлу обсадной колонны, что не позволяет обеспечить качественное ее крепление в жестких условиях термического воздействия.

Также известен тампонажный материал, содержащий в масс.%: портландцементный клинкер 76-80; гипс 4-5; молотый никелевый шлак 15-20 (Патент РФ № 2111340, кл. Е21В 33/138, опубл. 1998 г.). Этот материал обеспечивает температурную стойкость образующегося камня в течение продолжительного времени. Но его адгезионные свойства также являются недостаточными.

Из ряда тампонажных составов, предназначенных для использования в паронагнетательных скважинах, также известен тампонажный материал, содержащий в мас.%: шлакопесчаный цемент 30 - 70 и портландцемент 30-70. При этом шлакопесчаный цемент содержит 50-60% шлака и 40-50% кварцевого песка (Авт. свид-во СССР № 981585, кл. Е21В 33/138, опубл. 1982 г.). Указанный известный состав характеризуется теми же недостатками, что и вышеприведенные аналоги.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по совокупности признаков является тампонажный материал, предназначенный для использования в скважинах, подвергающихся термическим методам воздействия, и содержащий в мас.%: тампонажный портландцемент 55-77; кварцевый песок 20-35; шлак синтетический известково-глиноземистый 3-10 (Авт. свид-во СССР № 1654540, кл. Е21В 33/138, опубл. 1991 г.). Тампонажный камень, образующийся из известного материала, является термостойким при циклическом нагреве до 400°С.

Недостатками указанного известного тампонажного материала является следующее:

- большое водоотделение тампонажного раствора, что приводит к его расслоению;

- высокая фильтрации в условиях умеренных и повышенных температур сопоставима с показателем фильтрации чистого цемента, который составляет 600 см3 при Р=0,7 МПа, что может привести к преждевременному загустеванию тампонажного раствора;

- короткие сроки схватывания в условиях нормальных температур, что не обеспечивает безопасный режим закачки тампонажного раствора в скважину;

- недостаточная адгезия к металлу и породе;

- недостаточная стойкость камня в условиях резкого перепада температур.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в отсутствии водоотделения в тампонажном растворе, снижении фильтрации, увеличении времени загустевания и схватывания цементного камня в условиях нормальных температур, повышении адгезионных свойств образующегося тампонажного камня и в обеспечении стойкости его при условии резкого перепада температур от 22°С до 180°С при одновременном сохранении высокой прочности при циклическом термовоздействии в течение длительного времени.

Указанный технический результат обеспечивается предлагаемым тампонажным составом для паронагнетательных скважин, содержащим портландцемент, кварцевый песок, кремниевый реагент и воду, при этом согласно изобретению в качестве кремниевого реагента он содержит аморфную двуокись кремния, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

Портландцемент50-80
Кварцевый песок 10-45
Аморфная двуокись кремния до 10
Вода до в/ц 0,35-0,52

Тампонажный состав дополнительно содержит регуляторы технологических свойств.

Тампонажный состав в качестве регулятора технологических свойств содержит ускоритель сроков схватывания до 5 мас.ч., и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч., и/или пластификатор до 0,7 мас.ч., и/или реагент Полицем ДФ до 0,3 мас.ч.

Тампонажный состав в качестве ускорителя сроков схватывания содержит хлорид кальция или хлорид натрия.

Тампонажный состав в качестве пластификатора содержит лигносульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б.

Тампонажный состав в качестве пеногасителя содержит модифицированный кремнийорганический полимер.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

В предлагаемый тампонажный состав вводится кремний, в различной по химической активности форме: в виде кварцевого песка и в виде аморфной двуокиси кремния. Механизм взаимодействия кремнеземистых добавок с составляющими портландцемента заключается в связывании ими свободного оксида кальция как основного компонента и образовании более стабильных при повышенных температурах соединений. Причем стойкость этих соединений сохраняется и при перепаде температур.

Кварцевый песок в условиях нормальных температур будет являться инертным наполнителем. При повышении температуры в скважине в период нагнетания пара до 180°С силикаты, присутствующие в кварцевом песке, способствуют образованию низкоосновных гидросиликатов кальция. Наличие в заявляемом тампонажном материале активной кремнеземистой добавки - аморфной окиси кремния способствует образованию низкоосновных гидросиликатов на ранней стадии твердения, которые отличаются низковолокнистой структурой и содержат кристаллы коллоидных размеров, что предопределяет при твердении образование мелкопористого малопроницаемого камня повышенной механической прочности и температурной устойчивости. Поставщиками аморфной двуокиси кремния могут быть следующие добавки: зола уноса, алюмосиликатные микросферы, пыль уноса диоксида кремния или микрокремнезем или двуокись кремния, полученная искусственным путем в виде белого аморфного легкоподвижного порошка в результате прокаливания кремневой кислоты. Важной составляющей при этом является размер зерен добавки - аморфной двуокиси кремния. Чем больше дисперсность указанной добавки, тем выше ее активность при взаимодействии с минералами цементного клинкера, т.е., например, пылевидный материал является более активным.

Экспериментальным путем было установлено, что только при заявленном соотношении компонентов в предлагаемом тампонажном составе обеспечивается указанный технический результат. Так, при снижении количества портландцемента ниже 50 мас.ч. не обеспечивается достаточная прочность тампонажного камня в условиях нормальных температур (в период твердения и формирования тампонажного камня), а при увеличении его количества более 80 мас.ч. при повышении температуры в период нагнетания в скважину пара прочностные характеристики тампонажного камня начинают интенсивно снижаться, т.е начинается процесс его разрушения.

Снижение содержания кварцевого песка менее 10 мас.ч. приводит к недостаточному повышению термостойкости цементного камня, а увеличение его количества выше 45 мас.ч. ведет к снижению прочностных характеристик тампонажного камня в период его формирования в условиях нормальных температур.

Использование аморфного кремния выше 10 мас.ч. вызывает повышенное водопотребление тампонажного состава, что в свою очередь приводит к снижению прочности и проницаемости цементного камня, особенно при перепадах температур.

А изменение содержания воды за предлагаемые пределы приводит к получению состава или с короткими сроками схватывания, не позволяющими прокачать его в скважину, или, наоборот, с высокими сроками схватывания, что в скважинных условиях приведет к размыву состава.

Заявляемый состав может быть использован также с технологическими добавками, регулирующими технологические свойства, исходя из конкретных скважинных условий.

Таким образом, только совокупность предложенных компонентов в заявленном их количественном соотношении позволяет получить тампонажный состав с указанными свойствами.

Предлагаемый тампонажный состав был испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления использовали следующие компоненты:

- портландцемент марки ПЦТ-100 или ПЦТ G-CC-1 по ГОСТ 1581-96;

- кварцевый песок - ГОСТ 8736-85, в соответствии с которым SiO 2 должно быть не менее 90%, глины не более 5%, слюды не более 5%, годным для использования является песок, просеянный через сито с ячейками 0,15 мм с остатком на сите не более 30%;

- аморфная двуокись кремния, например микрокремнезем, который является побочным продуктом производства кремния или кремниевых сплавов путем восстановления кварца в электрической печи. Частицы имеют сферическую форму, обычно около 100 нм в диаметре и состоят большей частью из стекла. Удельная поверхность равна 15-25 м2, истинная плотность около 2000 кг/м 3, насыпная плотность свежеотфильтровованного порошка 200 кг/м3. Как минеральная добавка для бетонов микрокремнезем отличается мельчайшими размерами частиц и высокой пуццоланической активностью. Добавка в цемент микрокремнезема ограничена, что связано с его высокой водопотребностью. Кремний оксид аморфный ОСЧ ТУ 6-09-4901-80, кремний двуокись аморфная Ч ТУ 6-09-5016-90, двуокись кремния ОСЧ ТУ 6-09-3379-73;

- хлорид кальция или хлорид натрия;

- оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) марки Гидроцем В,С,Н;

- лигносульфонат, Melflux или Цемпласт МФ марки б;

- вода техническая.

Пример. Для приготовления предлагаемого тампонажного состава брали 70 г портландцемента, смешивали его с 25 г кварцевого песка и 5 г аморфной двуокиси кремния. Получали состав со следующим соотношением компонентов, мас.ч.: портландцемент - 70; кварцевый песок - 25; аморфная двуокись кремния - 5. Далее добавляли регуляторы технологических свойств: 1,4 г хлористого кальция; 0,2 г Гидроцема С, 0,2 г Цемпласта МФ марки б и 0,14 г Полицема ДФ. Полученную смесь затворяли водой при водоцементном соотношении 0,52.

Составы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого тампонажного состава:

- водоотделение;

- водоотдачу тампонажного состава при Р=0,7 МПа за 30 мин;

- сроки схватывания тампонажного камня;

- прочность тампонажного камня при сжатии, МПа;

- прочность тампонажного камня при изгибе, МПа

- усилие выталкивания образцов, МПа;

- проницаемость тампонажного камня, мД.

Определение прочности при изгибе и сжатии цементных образцов и водоотделения проводились в соответствии с ГОСТ 26798.2-96. Кроме того, прочность при сжатии определялась неразрушающим методом контроля с использованием ультразвукового анализатора прочности цемента. Определение водоотдачи, сроков схватывания, усилия выталкивания образцов, проницаемость тампонажного камня производились известными методами.

Данные о содержании компонентов в исследованных тампонажных составах (известном и предлагаемом) приведены в таблице 1.

Данные о свойствах тампонажных составов и о свойствах образующегося из них тампонажного камня приведены в таблице 2.

Результаты, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают следующие преимущества предлагаемого тампонажного состава перед известными:

- отсутствие водоотделения;

- низкая фильтрация тампонажных составов;

- сроки схватывания позволяют производить безаварийную закачку цементного раствора в скважину.

- высокие адгезионные свойства (на 20-78% выше, чем у известного).

Таким образом, использование предлагаемого тампонажного состава в паронагнетательных скважинах позволит обеспечить качественное крепление обсадных колонн, исключающее загустевание и схватывание цементного раствора в период закачки цементного раствора в скважину. Отсутствие водоотделения и низкая фильтрация обеспечит безусадочность формируемого цементного камня и позволит снизить потери водной фазы из цементного раствора в период его контакта с проницаемыми участками ствола скважины, что способствует формированию качественного цементного камня по всему стволу скважины, в том числе и в интервале проницаемых пластов.

Кроме того, учитывая, что паронагнетательные скважины не являются высокотемпературными, то формирование цементного камня происходит в условиях нормальных температур, а в период ввода их в эксплуатацию после нагнетания пара исключается растрескивание тампонажного камня вследствие резкого перепада температур (температура нефти может быть от 30 до 40°С, в то время как температура нагрева тампонажного камня паром составляет до 180°С), а значит, гарантируется качественное крепление и цементирование скважины.

Вместе с этим, испытывая постоянные циклические температурные нагрузки, тампонажный камень, сформированный из предлагаемого состава, гарантирует качественную изоляцию затрубного пространства и позволяет сократить число ремонтов и межремонтный период в период эксплуатации паронагнетательных скважин.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий портландцемент, кварцевый песок, кремниевый реагент и воду, отличающийся тем, что в качестве кремниевого реагента он содержит аморфную двуокись кремния при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Портландцемент50-80
Кварцевый песок 10-45
Аморфная двуокись кремния До 10
Вода До в/ц 0,35-0,52

2. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит регуляторы технологических свойств.

3. Тампонажный состав по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве регулятора технологических свойств он содержит ускоритель сроков схватывания до 5 мас.ч., и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч., и/или пластификатор до 0,7 мас.ч., и/или реагент Полицем ДФ до 0,3 мас.ч.

4. Тампонажный состав по п.3, отличающийся тем, что в качестве ускорителя сроков схватывания он содержит хлорид кальция или хлорид натрия.

5. Тампонажный состав по п.3, отличающийся тем, что в качестве пластификатора он содержит лигносульфонаты, или Melflux, или Цемпласт МФ марки б.

www.freepatent.ru

тампонажный состав для паронагнетательных скважин - патент РФ 2220275

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. 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 3/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 информации1. А.С. СССР № 981585, Е 21 В 33/138, 1980 г.2. А.С. СССР № 981585, Е 21 В 33/138, 1982 г.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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 25-40Гипс 3-6Кварцевый песок 35-38Шлак основный 20-22Добавка “ИР-1” 2-92. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит регулятор технологических свойств в количестве 0,02-2,0% от массы состава.3. Тампонажный состав по п.2, отличающийся тем, что в качестве регулятора технологических свойств он содержит ускоритель, или замедлитель схватывания, или понизитель водоотдачи.

www.freepatent.ru

Територия Нефтегаз | Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин

Герметичность крепи паронагнетательных скважин зависит от степени заполнения затрубного пространства тампонажным раствором, состояния цементного камня при механических воздействиях в процессе углубления скважины и знакопеременных температурных воздействиях при ее последующей эксплуатации. Повышение степени заполнения затрубного пространства за счет турбулизации потока цементного раствора возможно только при использовании пластифицирующих добавок. При этом необходимо сохранение фильтрационных характеристик тампонажного раствора. Для снижения вероятности поглощения обосновывается применение тампонажных растворов, обладающих кольматирующим эффектом за счет применения армирующей фибры и реагентов понизителей водоотдачи. Цементный камень должен иметь расширение 1,5–2,5 % в период от 1 до 3 суток для повышения герметичности контактных зон. После закачки теплоносителя основным требованием к цементному камню является его термостойкость. При этом цементный камень начинает твердение при низких температурах и лишь затем подвергается температурному воздействию, что существенно влияет на последовательность образования продуктов твердения и их последующее поведение. На первом этапе песок является инертным, поэтому прочность цементного камня должна обеспечиваться портландцементом. При твердении данного цемента будут образовываться продукты с высоким соотношением CaO/SiO2, которые после прогрева скважины начнут подвергаться термической коррозии. При этом очень важно избежать образования фазы -гидрата C2S, приводящей к наибольшему падению прочности. Для управления кинетикой фазообразования камня предлагается обеспечить схему одностадийного синтеза гидросиликатов кальция, минимизирующую образование фазы -гидрата C2S. При получении тампонажного материала для паронагнетательных скважин марки ЦТ ACTIVE II-160 KM ООО «Цементные Технологии» обеспечивает дезинтеграторную активацию и комплексную модификацию цементов. Дезинтеграторная обработка помимо увеличения удельной поверхности песка обеспечивает его механохимическую активацию. Результатом последней становится более дефектная структура материалов, обладающая повышенной химической активностью. Дефектность структуры подтверждена электронно-микроскопическими исследованиями, а повышение химической активности доказано результатами оценки скорости взаимодействия кремнезема с гидроксидом кальция. Фазовый состав продуктов твердения представлен кроме гидроксида кальция и кремнезема минералами С2Sh3, C4Ah23, СSH(B), C3ASxH(6–2x). Дезинтеграторная обработка цемента существенно улучшила структуру получаемого цементного камня. Комплексная модификация цементов позволила обеспечить кольматацию поглощающих пластов фиброй, повысить удароустойчивость и расширение камня, а также минимизировать время между окончанием цементирования и началом твердения. При проведении термоциклических испытаний не было обнаружено сбросов прочности цементного камня, характерных для термической коррозии. Тампонажным цементом ЦТ ACTIVE II-160 KM зацементированы обсадные колонны более чем на 135 скважинах, использовано 22,5 тыс. т цемента с хорошими результатами цементирования.

Ключевые слова: паронагнетательные скважины, тампонажные материалы, термостойкость, дезинтеграторная обработка, комплексная модификация.

Ссылка для цитирования: Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Мяжитов Р.С. Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 9. С. 26–33.

Основные требования к тампонажным материалам для цементирования паронагнетательных скважин вытекают из особенностей конструкции скважин и специфики добычи флюида, связанной с интенсивным высокотемпературным прогревом продуктивных пластов. Например, особенность Ашальчинского месторождения природных битумов заключается в незначительной глубине залегания битумизированных песчаников, представленных отложениями уфимского яруса на глубинах от 70 до 107 м. От устья до глубины 120 м залегают пласты рыхлых и слабосцементированных пород, присутствуют также зоны интенсивных поглощений, приводящих к потере циркуляции при проводке скважины и цементировании обсадных колонн. Бурение скважин начинается с зенитным углом 45°, с последующим набором угла до 90° [1, 2].

На герметичность крепи скважины наиболее серьезное влияние оказывают степень заполнения затрубного пространства тампонажным раствором и состояние цементного камня при знакопеременных температурных и механических воздействиях в процессе углубления скважины и ее последующей эксплуатации.

  

х300                                            х600                                            х1300

Рис. 1. Песок кварцевый без обработки Fig. 1. Quartz sand without treatment

Естественно, существенная роль в повышении степени замещения принадлежит и применяемой оснастке обсадных колонн, и технологии цементирования, разработанным «ТатНИПИнефть», однако в данной статье рассматриваются только характеристики тампонажных материалов.

Общепризнано, что турбулизация потока тампонажного раствора обеспечивает лучшее замещение бурового раствора тампонажным [3, 4]. В то же время достижение турбулентного режима течения увеличением подачи насосов для скважин Ашальчинского месторождения становится неэффективным из-за роста гидродинамических давлений в затрубном пространстве в интервалах залегания поглощающих пластов. В связи с этим необходимо минимизировать реологические характеристики тампонажных растворов, повышая их растекаемость до 250–260 мм за счет пластифицирующих добавок. Повышение водоцементного отношения при этом нецелесообразно, поскольку важно сохранить минимальные фильтрационные характеристики тампонажного раствора (водоотдачу менее 50 см3/30 мин) и водоотделение. Последний показатель должен быть нулевым при измерении в наклонных цилиндрах.

  х300                                           х600                                            х1300

Рис. 2. Песок кварцевый после дезинтеграторной обработки Fig. 2. Quartz sand after disintegrator treatment

Увеличение объема тампонажного раствора на 30–50 % против расчетного, с «выбросом» излишнего раствора также повышает качество вытеснения бурового раствора тампонажным.

Снижение вероятности поглощений в процессе продавки цементных растворов и их подъем до устья возможны только при использовании тампонажных растворов, обладающих кольматирующим эффектом. Проведенные эксперименты и промысловый опыт показали, что хороший эффект достигался при оптимальном сочетании армирующей фибры и реагентов понизителей водоотдачи. В частности, при использовании армированных тампонажных цементов удалось исключить недоподъемы тампонажного раствора при цементировании.

Для создания надежного напряженного контакта на контактных зонах цементного камня последний должен иметь расширение 1,5–2,5 % в период от 1 до 3 сут, когда структура цементного камня уже набрала прочность, но еще и достаточно «эластичная». Повышение величины расширения и продолжительности периода расширения отрицательно сказывается на прочности и проницаемости получаемого камня за счет развития внутренних напряжений. Данные требования подробно обоснованы в работах [5–8].

Наличие армирующей добавки повышает эффективность работы расширяющих добавок за счет того, что ее кристаллизационное давление передается на продукты твердения и пространственное – на каркас, образованный фиброй. При этом одновременно повышается сопротивляемость камня динамическому разрушению [9].

При закачке теплоносителя крепь скважины будет подвергаться переменным растягивающим нагрузкам, поэтому армирование применяемых тампонажных составов для увеличения его сопротивляемости знакопеременным и ударным нагрузкам является необходимым [10–12].

Поскольку длина скважин по стволу на Ашальчинском месторождении редко превышает 500 м, процесс цементирования проходит в пределах 1 часа. Поэтому важно управление консистенцией раствора, которая должна достигать 30 Вс за 1,5–2,0 ч, а 70 Вс – не более чем за 2,5 ч. В этом плане эффективным является предварительное 30–60-минутное кондиционирование тампонажного раствора в осреднительных емкостях перед закачкой его в скважину.

Важно также, чтобы закачанный в затрубное пространство тампонажный раствор имел минимальное время до начала твердения, т. е. время начала схватывания раствора должно быть максимально коротким – 2,5–3,0 ч, а разница между началом и концом схватывания – 25–35 мин. Это позволит избежать негативных последствий, связанных с седиментацией и водоотделением в тампонажном растворе, находящемся в состоянии покоя [13].

После закачки теплоносителя основным требованием к цементному камню должна быть его термостойкость. При этом важно учитывать, что если в паронагнетательных скважинах цементный камень твердеет и долго находится при низких температурах, то в высокотемпературных скважинах цементный раствор сразу начинает твердение при высоких температурах. В последнем случае все компоненты тампонажного материала, активируясь температурой, начинают взаимодействовать между собой. Особенности твердения накладывают существенные отличия на последовательность образования продуктов твердения и их последующее поведение.

Наибольшей склонностью к термической коррозии обладают высокоосновные продукты твердения, в которых соотношение CaO/SiO2 ≥ 1,5 [5, 14, 15]. Поскольку в портландцементе CaO/SiO2 составляет 2,6–2,8 %, то продукты его твердения изначально являются термически не стойкими. Поэтому содержание 40–50 % молотого кремнезема является обязательным для всех высокотемпературных цементов.

В паронагнетательных скважинах, в отличие от высокотемпературных, на первом этапе твердения (при нормальных температурах и даже ниже нормальных) песок любой степени помола является инертным, т. е. балластом, а прочность цементного камня должна обеспечиваться портландцементом, который обязательно должен входить в состав тампонажного материала. Поэтому при твердении данного цемента будут образовываться продукты твердения с высоким соотношением CaO/SiO2. После прогрева крепи скважины ранее образовавшиеся соединения начнут подвергаться термической коррозии, а молотый песок может стать активным и принять участие в образовании новых термостойких продуктов твердения, имеющих соотношение CaO/SiO2 ≤ 1,5. Поэтому роль песка в составе цемента состоит в минимизации отрицательных последствий перекристаллизационных процессов, их компенсации за счет образования новых продуктов твердения. Однако при этом очень важно избежать образования фазы -гидрата C2S, приводящей к наибольшим сбросам прочности [5, 15–17]. Поэтому управление кинетикой фазообразования твердеющего камня является одной из наиболее важных задач.

Рис. 3. Влияние дезинтеграторной обработки цемента на структуру пор получаемого камня (Т = 22 °С)

Fig. 3. Cement disintegrator treatment influence on the obtained stone pore structure (T = 22 ° C)

При высоких соотношениях CaO/SiO2 образованию термостабильных низкоосновных гидросиликатов кальция всегда предшествует появление высокоосновных, последовательно переходящих в другие, менее основные соединения, что непременно сопровождается снижением прочности камня. Поскольку цепь фазовых превращений является неизбежной, исключить их опасные последствия можно ускорением фазовых переходов, с тем чтобы они проходили в наиболее ранние сроки твердения, когда структура камня в меньшей степени реагирует на возникновение новой структуры.

Кремнеземистый компонент является труднорастворимым, и его растворение лимитируется межфазовым переходом твердого вещества в раствор, тогда как известь СаО легко растворима. Это означает, что песок, растворяясь, переходит в раствор, в котором всегда содержится известь. Взаимодействие между Са(ОН)2 и SiO2 идет непосредственно на поверхности кремнезема в условиях высоких концентраций Са(ОН)2 с образованием соединений, богатых известью, т. е. высокоосновных гидросиликатов кальция [16–17].

При наличии в системе свободного гидроксида кальция первоначально образовавшиеся гидросиликаты кальция типа С2Sh3 по истечении времени их устойчивого существования начнут перекристаллизовываться в другую, богатую известью фазу С2SH(А). Двухосновные гидросиликаты С2SH(А) обладают слабой структурообразующей способностью, низкой удельной поверхностью и имеют малое число контактов срастания, потому переход системы в С2SH(А) сопровождается значительным сбросом прочности. Фаза С2SH(А) в дальнейшем может переходить в СSH(В) [17].

Фазовые переходы сопровождаются изменениями объема твердой фазы от ступени к ступени:

  

где над стрелками показаны значения отношений объемов последующей фазы к объему предыдущей [16]. Из данной цепочки видно, что межфазовые переходы C2Sh3 → С2SH(А) и тоберморит → ксонотлит сопровождаются значительным уменьшением объема твердой фазы, приводящим к возникновению внутренних напряжений в камне и увеличению его пористости при неизменном внешнем объеме камня. Кроме того, каждая последующая фаза, кроме СSH(В), представлена более крупными кристаллами с меньшим числом контактов срастания между собой. Рассмотренные фазовые переходы представляют собой результат термической коррозии, а эффекты, сопровождающие их, приводят к деструкции тампонажного камня.

Существует несколько путей образования термодинамически устойчивых гидросиликатных структур, состоящих из СSH(В): 

1) одностадийный: 

 

2) двухстадийный:

 

Чем больше стадий получения конечной фазы, тем ниже прочность камня. Однако, поскольку на начальной стадии твердения всегда будут образовываться высокоосновные гидросиликаты кальция С2Sh3, часть гидросиликатов кальция типа СSH(В) может быть получена либо в одну, либо в две стадии. Поэтому следует стремиться к более быстрой смене лимитирующей стадии процесса гидратации для получения минимального количества гидратов СSH(В) по двухстадийной схеме. Исключение из цепочки превращений фазы С2SH(А), приводящей к знакопеременным изменениям объема твердой фазы камня и «расшатывающей» его структуру и к тому же обладающей низкой прочностью, позволяет улучшить физико-механические свойства камня [16, 18]. Следовательно, следует задать такие параметры твердеющей системы для конкретной температуры, чтобы она избежала перекристаллизации в С2SH(А).

В связи с этим задачу повышения термостойкости цемента можно формулировать как максимальное замедление скорости поступления СаО в раствор, для того чтобы ее количество в нем всегда было меньше количества SiO2.

Замедлить скорость поступления Ca(OH)2 в раствор можно, заменив в цементе высокоактивный C3S на менее активный C2S α- или β-модификации [14].

Увеличение скорости поступления SiО2 в раствор возможно за счет увеличения его содержания в составе цемента или повышения его активности.

Для паронагнетательных скважин важным свойством цементного камня является его термостойкость, которую следует определять при циклических термобарических испытаниях при температуре 200 °С и давлении 3–5 МПа, что соответствует реальным условиям скважин с продолжительностью цикла не менее 72 ч. Количество циклов должно быть не менее пяти. После каждого цикла должны определяться прочность на изгиб и сжатие, а также проницаемость цементного камня. Предел прочности камня после всех циклов испытаний должен быть не ниже требований ГОСТ 1581-96, причем в конце испытаний должна проявляться тенденция к последующему набору прочности.

Начиная с 2010 г. на Альшачинском месторождении при креплении скважин в качестве тампонажного материала используется тампонажный цемент марки ЦТ ACTIVE II-160 KM, выпускаемый ООО «Цементные Технологии» [19], при разработке которого были учтены все рассмотренные теоретические предпосылки, а параметры раствора и камня максимально соответствуют предъявляемым требованиям.

Специфика производства ООО «Цементные Технологии» позволяет обеспечить дезинтеграторную активацию и комплексную модификацию цементов. В итоге это позволяет увеличить количество добавок в материале без потери технологических свойств раствора и камня, регулировать температурный диапазон применения цементов, обеспечить заводское изготовление любых многокомпонентных (до 9 ингредиентов) смесей.

Дезинтеграторная обработка тампонажных материалов и их составляющих является одним из перспективных методов повышения их активности [20, 21].

Выше указывалось, что для получения термостойких продуктов твердения необходимо, чтобы количество кремнезема в зоне реакции превышало количество гидроксида кальция. Простым повышением удельной поверхности кремнезема не удается компенсировать недостаток кремнезема в жидкой фазе и обеспечить образование низкоосновных гидросиликатов кальция. Применение аморфизированных модификаций кремнезема, обладающих повышенной растворимостью при температурах ниже 100 °С, влечет повышение водоцементного отношения, снижение плотности или загущение получаемого раствора.

Дезинтеграторная обработка помимо увеличения удельной поверхности песка обеспечивает его механохимическую активацию, результатом чего становится более дефектная структура материалов, обладающая повышенной способностью к процессам растворения.

Об изменении поверхностной структуры материалов свидетельствуют проведенные нами электронно-микроскопические исследования кварцевого песка. При этом исследовался кварцевый песок, подвергнутый дезинтеграторной активации при скоростях соударения частиц 180–200 м/с, который сравнивался с неактивированным песком.

Рассмотрение поверхности неактивированных и активированных частиц песка показало существенную разницу (рис. 1, 2). Неактивированный кремнезем имеет плотную бездефектную поверхность. Поверхность активированного песка имеет множество дефектов различной формы, что предопределяет наличие на них множества разорванных связей и некомпенсированных зарядов, обеспечивающих высокую реакционную способность кремнезема.

Подтверждением повышенной активности кремнезема после механохимической активации являлись результаты оценки скорости его взаимодействия с гидроксидом кальция при различных температурах, проведенные с различными кремнеземсодержащими веществами (кварцевый песок, горелая порода и зола ТЭЦ) [21].

Эксперименты показали, что более интенсивно процесс связывания СаО идет в смесях с добавкой золы и песка, предварительно обработанного в дезинтеграторе. При этом наблюдается общая тенденция к ускорению фазообразования с повышением температуры. Фазовый состав продуктов твердения представлен кроме гидроксида кальция и кремнезема следующими минералами: С2Sh3, C4Ah23, СSH(B), C3ASxH(6–2x).

Экспериментально было показано, что дезинтеграторная обработка цемента существенно влияет на структуру получаемого цементного камня. При практически одинаковой общей пористости 24,5 % при ручном смешении компонентов и 22 % после дезинтеграторной обработки цемента существенно изменилось распределение пор по размерам (рис. 3). У образцов цементного камня, полученного из цемента, обработанного в дезинтеграторе, основной объем пор находится в пределах 60–800 , тогда как у камня, приготовленного из обычного цемента, значительная часть пор находится в пределах 1500–8000 .

Задачи, решаемые комплексной модификацией цементов, позволяют обеспечить кольматацию поглощающих пластов фиброй, повышение удароустойчивости камня, эффект расширения камня, а также минимизировать время между окончанием цементирования и началом твердения.

Влияние армирования цементов базальтовой фиброй на удароустойчивость и проницаемость цементного камня показаны в таблицах 1, 2.

Проведенные термоциклические испытания, результаты которых приведены в таблице 3, показали, что при их проведении не обнаружено сбросов прочности, характерных для термической коррозии.

Анализ дифрактограмм и термограмм показал, что в испытуемых образцах не обнаружено свободного гидроксида кальция и высокоосновных гидросиликатов кальция, что свидетельствует о завершении процессов формирования низкоосновных гидросиликатов кальция. Это означает невозможность протекания в указанных образцах процессов межфазовой перекристаллизации и свидетельствует о высокой термической стойкости полученного цементного камня.

За время использования ЦТ ACTIVE II-160 KM обсадные колонны зацементированы более чем на 135 скважинах и использовано 22,5 тыс. т цемента. Некоторые сравнительные данные по результатам цементирования приведены в таблице 4.

По результатам внедрения прорывы пара на данных скважинах отсутствуют. При цементировании не выявлено внештатных ситуаций, связанных с физико-механическими свойствами термостойкого цемента.

Средний коэффициент оценки качества цементирования по методике, принятой в ПАО «Татнефть», составил К15 = 0,87 [22].

Таблица 1. Влияние армирования цемента на удароустойчивость камняTable 1. Cement reinforcement influence on the stone resistance

Тампонажный материал

Cementing material

Удельная ударная вязкость разрушения, Дж/см3

Specific impact crack resistance, J/cm3

В/Ц = 0,4

Water to cement ratio by weight (W/C) = 0.4

В/Ц = 0,5

W/C = 0.5

В/Ц = 0,6

W/C = 0.6

Содержание фибры, %

Fibre content, %

Содержание фибры, %

Fibre content, %

Содержание фибры, %

Fibre content, %

0,1

0,2

0,5

0,1

0,2

0,5

0,1

0,2

0,5

Время твердения – 7 сут

Hardening time – 7 days

Портландцемент армированный

Reinforced artificial cement

0,11

0,14

0,18

0,09

0,12

0,15

0,07

0,09

0,13

Портландцемент

Artificial cement

0,06

0,05

0,04

Время твердения – 28 сут

Hardening time – 28 days

Портландцемент армированный

Reinforced artificial cement

0,14

0,16

0,18

0,12

0,15

0,17

0,09

0,12

0,14

Портландцемент

Artificial cement

0,08

0,06

0,04

Таблица 2. Влияние армирования цемента на проницаемость полученного камняTable 2. Cement reinforcement influence on the resulting stone permeability

Время твердения, сут

Hardening time, days

Проницаемость, мД при содержании фибры в цементе

Permeability, mD at fibre content in cement

0

0,01

0,05

0,1

0,5

2

190,5

152,2

131,2

110,1

77,1

7

11,5

9,6

6,7

4,7

3,3

15

4,4

4,2

4,2

3,5

2,9

Таблица 3. Результаты термоциклических испытаний ЦТ ACTIVE II-160 KM

Table 3. Results of thermal cycling tests for CТ ACTIVE II 160 KM

Этап

Stage

Условия проведения этапа

Terms of the stage

Т, ч

Т, hour

σ сж., МПа

σ  cmp., МPа

Затворение раствора

Solution mixing

Нормальные, В/Ц= 0,5

Standard, W/C= 0.5

Твердение

Hardening

По ГОСТ

Acc. to GOST

48

4,78

Нагрев

Heating

Р = 30 МПа, Т = 200 °С

Р = 30 МPа, Т=200 °С

2–3

Выдержка при Т

Aging @ Т

–//–

72

Охлаждение

Cooling

Остывание, испытания (цикл 1)

Cooling, test (cycle 1)

12

6,13

Нагрев

Heating

Р = 30 МПа, Т = 200 °С

Р = 30 МPа, Т = 200 °С

2–3

Выдержка при Т

Aging @ Т

–//–

72

Охлаждение

Cooling

Остывание, испытания (цикл 2)

Cooling, test (cycle 2)

12

13,53

Нагрев

Heating

Р = 30 МПа, Т = 200 °С

Р = 30 МPа, Т = 200 °С

2–3

Выдержка при Т

Aging @ Т

–//–

72

Охлаждение

Cooling

Остывание, испытания (цикл 3)

Cooling, test (cycle 3)

12

16,70

Таблица 4. Результаты применения различных цементов при креплении скважин

Table 4. Results of application of various cements for wells casing

ПЦТ

I-G-CC-1

ПЦТI-G-CC-1 + 30 % песок

ПЦТI-G-CC-1 + 30 % sand

МСЦ ПЦТ I-G-CC-1 + ЦТ ACTIVE II-160 KM МСЦ ПЦТ

I-G-CC-1 + Cement ACTIVE II-160 KM

ЦТ ACTIVE II-160 KM без вращения э/к

Cement ACTIVE II-160 KM w/o casing string rotation

ЦТ ACTIVE II-160 KM с вращением э/к

Cement ACTIVE II-160 KM with casing string rotation

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

Кол-во скв.

Q-ty of wells

К15

6

0,67

2

0,66

4

0,7

3

0,79

15

0,91

neftegas.info

Тампонажный состав для паронагнетательных скважин

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в которых применяются термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Технический результат изобретения состоит в отсутствии водоотделения в тампонажном растворе, снижении фильтрации, увеличении времени загустевания и схватывания цементного камня в условиях нормальных температур, повышении адгезионных свойств образующегося тампонажного камня и в обеспечении стойкости его при условии резкого перепада температур от 22°С до 180°С при одновременном сохранении высокой прочности при циклическом термовоздействии в течение длительного времени. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин содержит, мас.ч.: портландцемент 50-80, кварцевый песок 10-45, аморфная двуокись кремния до 10, вода до в/ц 0,35-0,52. Тампонажный состав в качестве регулятора технологических свойств дополнительно содержит ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция или хлорид натрия до 5 мас.ч. и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч. и/или пластификатор - лингосульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

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

Известен тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий в мас.%: клинкер 25-40; гипс 3-6; кварцевый песок 35 -38; шлак основной 20-22 и добавку «ИР-1» 2-9 (Патент РФ №2220275, кл. Е21В 33/138, опубл. 2003 г.). Указанный известный состав обеспечивает длительную прочность цементного камня, испытывающего воздействие до 10 циклов гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С.

Однако указанный известный состав характеризуется недостаточной адгезией к металлу обсадной колонны, что не позволяет обеспечить качественное ее крепление в жестких условиях термического воздействия.

Также известен тампонажный материал, содержащий в масс.%: портландцементный клинкер 76-80; гипс 4-5; молотый никелевый шлак 15-20 (Патент РФ №2111340, кл. Е21В 33/138, опубл. 1998 г.). Этот материал обеспечивает температурную стойкость образующегося камня в течение продолжительного времени. Но его адгезионные свойства также являются недостаточными.

Из ряда тампонажных составов, предназначенных для использования в паронагнетательных скважинах, также известен тампонажный материал, содержащий в мас.%: шлакопесчаный цемент 30 - 70 и портландцемент 30-70. При этом шлакопесчаный цемент содержит 50-60% шлака и 40-50% кварцевого песка (Авт. свид-во СССР №981585, кл. Е21В 33/138, опубл. 1982 г.). Указанный известный состав характеризуется теми же недостатками, что и вышеприведенные аналоги.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по совокупности признаков является тампонажный материал, предназначенный для использования в скважинах, подвергающихся термическим методам воздействия, и содержащий в мас.%: тампонажный портландцемент 55-77; кварцевый песок 20-35; шлак синтетический известково-глиноземистый 3-10 (Авт. свид-во СССР №1654540, кл. Е21В 33/138, опубл. 1991 г.). Тампонажный камень, образующийся из известного материала, является термостойким при циклическом нагреве до 400°С.

Недостатками указанного известного тампонажного материала является следующее:

- большое водоотделение тампонажного раствора, что приводит к его расслоению;

- высокая фильтрации в условиях умеренных и повышенных температур сопоставима с показателем фильтрации чистого цемента, который составляет 600 см3 при ΔР=0,7 МПа, что может привести к преждевременному загустеванию тампонажного раствора;

- короткие сроки схватывания в условиях нормальных температур, что не обеспечивает безопасный режим закачки тампонажного раствора в скважину;

- недостаточная адгезия к металлу и породе;

- недостаточная стойкость камня в условиях резкого перепада температур.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в отсутствии водоотделения в тампонажном растворе, снижении фильтрации, увеличении времени загустевания и схватывания цементного камня в условиях нормальных температур, повышении адгезионных свойств образующегося тампонажного камня и в обеспечении стойкости его при условии резкого перепада температур от 22°С до 180°С при одновременном сохранении высокой прочности при циклическом термовоздействии в течение длительного времени.

Указанный технический результат обеспечивается предлагаемым тампонажным составом для паронагнетательных скважин, содержащим портландцемент, кварцевый песок, кремниевый реагент и воду, при этом согласно изобретению в качестве кремниевого реагента он содержит аморфную двуокись кремния, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

Портландцемент 50-80
Кварцевый песок 10-45
Аморфная двуокись кремния до 10
Вода до в/ц 0,35-0,52

Тампонажный состав дополнительно содержит регуляторы технологических свойств.

Тампонажный состав в качестве регулятора технологических свойств содержит ускоритель сроков схватывания до 5 мас.ч., и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч., и/или пластификатор до 0,7 мас.ч., и/или реагент Полицем ДФ до 0,3 мас.ч.

Тампонажный состав в качестве ускорителя сроков схватывания содержит хлорид кальция или хлорид натрия.

Тампонажный состав в качестве пластификатора содержит лигносульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б.

Тампонажный состав в качестве пеногасителя содержит модифицированный кремнийорганический полимер.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

В предлагаемый тампонажный состав вводится кремний, в различной по химической активности форме: в виде кварцевого песка и в виде аморфной двуокиси кремния. Механизм взаимодействия кремнеземистых добавок с составляющими портландцемента заключается в связывании ими свободного оксида кальция как основного компонента и образовании более стабильных при повышенных температурах соединений. Причем стойкость этих соединений сохраняется и при перепаде температур.

Кварцевый песок в условиях нормальных температур будет являться инертным наполнителем. При повышении температуры в скважине в период нагнетания пара до 180°С силикаты, присутствующие в кварцевом песке, способствуют образованию низкоосновных гидросиликатов кальция. Наличие в заявляемом тампонажном материале активной кремнеземистой добавки - аморфной окиси кремния способствует образованию низкоосновных гидросиликатов на ранней стадии твердения, которые отличаются низковолокнистой структурой и содержат кристаллы коллоидных размеров, что предопределяет при твердении образование мелкопористого малопроницаемого камня повышенной механической прочности и температурной устойчивости. Поставщиками аморфной двуокиси кремния могут быть следующие добавки: зола уноса, алюмосиликатные микросферы, пыль уноса диоксида кремния или микрокремнезем или двуокись кремния, полученная искусственным путем в виде белого аморфного легкоподвижного порошка в результате прокаливания кремневой кислоты. Важной составляющей при этом является размер зерен добавки - аморфной двуокиси кремния. Чем больше дисперсность указанной добавки, тем выше ее активность при взаимодействии с минералами цементного клинкера, т.е., например, пылевидный материал является более активным.

Экспериментальным путем было установлено, что только при заявленном соотношении компонентов в предлагаемом тампонажном составе обеспечивается указанный технический результат. Так, при снижении количества портландцемента ниже 50 мас.ч. не обеспечивается достаточная прочность тампонажного камня в условиях нормальных температур (в период твердения и формирования тампонажного камня), а при увеличении его количества более 80 мас.ч. при повышении температуры в период нагнетания в скважину пара прочностные характеристики тампонажного камня начинают интенсивно снижаться, т.е начинается процесс его разрушения.

Снижение содержания кварцевого песка менее 10 мас.ч. приводит к недостаточному повышению термостойкости цементного камня, а увеличение его количества выше 45 мас.ч. ведет к снижению прочностных характеристик тампонажного камня в период его формирования в условиях нормальных температур.

Использование аморфного кремния выше 10 мас.ч. вызывает повышенное водопотребление тампонажного состава, что в свою очередь приводит к снижению прочности и проницаемости цементного камня, особенно при перепадах температур.

А изменение содержания воды за предлагаемые пределы приводит к получению состава или с короткими сроками схватывания, не позволяющими прокачать его в скважину, или, наоборот, с высокими сроками схватывания, что в скважинных условиях приведет к размыву состава.

Заявляемый состав может быть использован также с технологическими добавками, регулирующими технологические свойства, исходя из конкретных скважинных условий.

Таким образом, только совокупность предложенных компонентов в заявленном их количественном соотношении позволяет получить тампонажный состав с указанными свойствами.

Предлагаемый тампонажный состав был испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления использовали следующие компоненты:

- портландцемент марки ПЦТ-100 или ПЦТ G-CC-1 по ГОСТ 1581-96;

- кварцевый песок - ГОСТ 8736-85, в соответствии с которым SiO2 должно быть не менее 90%, глины не более 5%, слюды не более 5%, годным для использования является песок, просеянный через сито с ячейками 0,15 мм с остатком на сите не более 30%;

- аморфная двуокись кремния, например микрокремнезем, который является побочным продуктом производства кремния или кремниевых сплавов путем восстановления кварца в электрической печи. Частицы имеют сферическую форму, обычно около 100 нм в диаметре и состоят большей частью из стекла. Удельная поверхность равна 15-25 м2, истинная плотность около 2000 кг/м3, насыпная плотность свежеотфильтровованного порошка 200 кг/м3. Как минеральная добавка для бетонов микрокремнезем отличается мельчайшими размерами частиц и высокой пуццоланической активностью. Добавка в цемент микрокремнезема ограничена, что связано с его высокой водопотребностью. Кремний оксид аморфный ОСЧ ТУ 6-09-4901-80, кремний двуокись аморфная Ч ТУ 6-09-5016-90, двуокись кремния ОСЧ ТУ 6-09-3379-73;

- хлорид кальция или хлорид натрия;

- оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) марки Гидроцем В,С,Н;

- лигносульфонат, Melflux или Цемпласт МФ марки б;

- вода техническая.

Пример. Для приготовления предлагаемого тампонажного состава брали 70 г портландцемента, смешивали его с 25 г кварцевого песка и 5 г аморфной двуокиси кремния. Получали состав со следующим соотношением компонентов, мас.ч.: портландцемент - 70; кварцевый песок - 25; аморфная двуокись кремния - 5. Далее добавляли регуляторы технологических свойств: 1,4 г хлористого кальция; 0,2 г Гидроцема С, 0,2 г Цемпласта МФ марки б и 0,14 г Полицема ДФ. Полученную смесь затворяли водой при водоцементном соотношении 0,52.

Составы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого тампонажного состава:

- водоотделение;

- водоотдачу тампонажного состава при ΔР=0,7 МПа за 30 мин;

- сроки схватывания тампонажного камня;

- прочность тампонажного камня при сжатии, МПа;

- прочность тампонажного камня при изгибе, МПа

- усилие выталкивания образцов, МПа;

- проницаемость тампонажного камня, мД.

Определение прочности при изгибе и сжатии цементных образцов и водоотделения проводились в соответствии с ГОСТ 26798.2-96. Кроме того, прочность при сжатии определялась неразрушающим методом контроля с использованием ультразвукового анализатора прочности цемента. Определение водоотдачи, сроков схватывания, усилия выталкивания образцов, проницаемость тампонажного камня производились известными методами.

Данные о содержании компонентов в исследованных тампонажных составах (известном и предлагаемом) приведены в таблице 1.

Данные о свойствах тампонажных составов и о свойствах образующегося из них тампонажного камня приведены в таблице 2.

Результаты, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают следующие преимущества предлагаемого тампонажного состава перед известными:

- отсутствие водоотделения;

- низкая фильтрация тампонажных составов;

- сроки схватывания позволяют производить безаварийную закачку цементного раствора в скважину.

- высокие адгезионные свойства (на 20-78% выше, чем у известного).

Таким образом, использование предлагаемого тампонажного состава в паронагнетательных скважинах позволит обеспечить качественное крепление обсадных колонн, исключающее загустевание и схватывание цементного раствора в период закачки цементного раствора в скважину. Отсутствие водоотделения и низкая фильтрация обеспечит безусадочность формируемого цементного камня и позволит снизить потери водной фазы из цементного раствора в период его контакта с проницаемыми участками ствола скважины, что способствует формированию качественного цементного камня по всему стволу скважины, в том числе и в интервале проницаемых пластов.

Кроме того, учитывая, что паронагнетательные скважины не являются высокотемпературными, то формирование цементного камня происходит в условиях нормальных температур, а в период ввода их в эксплуатацию после нагнетания пара исключается растрескивание тампонажного камня вследствие резкого перепада температур (температура нефти может быть от 30 до 40°С, в то время как температура нагрева тампонажного камня паром составляет до 180°С), а значит, гарантируется качественное крепление и цементирование скважины.

Вместе с этим, испытывая постоянные циклические температурные нагрузки, тампонажный камень, сформированный из предлагаемого состава, гарантирует качественную изоляцию затрубного пространства и позволяет сократить число ремонтов и межремонтный период в период эксплуатации паронагнетательных скважин.

bankpatentov.ru


Смотрите также