облегченный тампонажный раствор

Формула изобретения

Облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающую добавку - неорганические пустотелые микросферы, расширяющий компонент и 4% водный раствор хлористого кальция, отличающийся тем, что в качестве неорганических пустотелых микросфер он содержит алюмосиликатные микросферы - продукт сепарации зол ТЭЦ, а в качестве расширяющего компонента - молотую гашеную известь с содержанием непогасившихся зерен не более 15% при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Тампонажный портландцемент - 45,5 - 49,6

Указанные алюмосиликатные микросферы - 6,2 - 9,1

Указанная молотая гашеная известь - 5,0 - 8,75

4% водный раствор хлористого кальция - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву горных пород, а также горных пород с низкой положительной и отрицательной температурой.

Известен облегченный тампонажный раствор, состоящий из портландцемента, облегчающей добавки - стеклянных микросфер и воды [1]. Недостатком известного раствора является его усадка в процессе твердения, в результате чего ухудшается сцепление тампонажного камня с обсадной колонной.

Наиболее близким по составу и назначению является облегченный тампонажный раствор, содержащий тампонажный портландцемент, облегчающую добавку - полые стеклянные микросферы, карбоалюминатную добавку (ГКА) и воду (либо 4%-ный раствор хлористого кальция) [2]. Недостаток указанного тампонажного раствора заключается в том, что образующийся при взаимодействии гипса с вводимой добавкой (ГКА) гидросульфоалюминат кальция, адсорбируясь на составляющих вяжущего, уменьшает их реакционную поверхность и гидравлическую активность, что приводит к замедлению реакции гидратации, особенно при низких положительных и отрицательных температурах, что не обеспечивает эффекта расширения цементного камня на ранних стадиях твердения. Кроме этого, многокомпонентность указанного тампонажного раствора затрудняет его приготовление в промысловых условиях.

Задачей изобретения является улучшение параметров облегченного тампонажного раствора и камня за счет расширения тампонажного камня на ранней стадии твердения, что способствует эффективному уплотнению контакта с трубами и стенкой скважины и, как следствие, повышению герметичности и прочности крепи скважины, предотвращению межколонных проявлений в процессе строительства и эксплуатации скважин.

Техническим результатом заявляемого изобретения является разработка облегченного тампонажного раствора, обладающего расширяющим эффектом на ранней стадии твердения.

Решение поставленной задачи достигается тем, что облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающую добавку - неорганические пустотелые микросферы, расширяющий компонент и 4% водный раствор хлористого кальция, в качестве неорганических пустотелых микросфер содержит алюмосиликатные микросферы - продукт сепарации зол ТЭЦ, а в качестве расширяющего компонента - молотую гашеную известь с содержанием непогасившихся зерен не более 15% при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Портландцемент тампонажный - 45,5 - 49,6

Указанные алюмосиликатные микросферы - 6,2 - 9,1

Указанная молотая гашеная известь - 5,0 - 8,75

4% водный раствор хлористого кальция - Остальное

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что тампонажный раствор отличается от известного исключением ряда компонентов (а именно гипса, карбоалюминатной добавки, стеклянных микросфер) и введением новых компонентов (а именно молотой гашеной извести, алюмосиликатных микросфер), таким образом, изобретение отвечает критерию "новизна".

Поскольку использование изобретения позволяет осуществлять существующую потребность, изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень".

Алюмосиликатные микросферы - продукт сепарации зол ТЭЦ - характеризуются следующими свойствами. Минералогический компонентный состав представлен преимущественно SiO₂ - 54,4%, АlО₃ - 25,1%, Fe₂O₃ - 5,8%, K₂O - 5,4%, CaO - 1,7%, MgO - 1,41%, Nа₂О - 1,07%. Представляют собой легкий сыпучий порошок серого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы, истинная плотность которого составляет 300 кг/м³. Прочность оболочек на разрушение при гидростатическом сжатии составляет до 30 МПа.

Гашеная известь является продуктом обжига карбонатных горных пород и содержит: Са(ОН)₂ - не менее 80%, MgO - не более 5%, СО₂ - не более 5%, непогасившиеся зерна - не более 15%. В молотом виде представляет собой порошок белого цвета плотностью 2300-2900 кг/м³.

Действие данной добавки при твердении тампонажного материала основывается на химическом взаимодействии активного оксида кальция с жидкостью затворения с образованием гидроксида кальция, имеющего больший по сравнению с исходными соединениями объем. Добавка алюмосиликатных микросфер связывает Са(ОН)₂. Данный процесс протекает на ранних стадиях твердения и поэтому он способствует расширению твердеющей системы без деструктивных изменений формирующегося камня.

Сравнение с известными тампонажными растворами производили для составов, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 1581-96 для плотности облегченных тампонажных растворов.

Приготовление тампонажного раствора и определение его основных физико-механических параметров (плотность, растекаемость, прочность цементного камня) осуществлялось в соответствии с ГОСТ 26798.0-26798.2-96. Расширение тампонажного камня измеряли с помощью прибора системы ГОИ (Государственный оптический институт). Испытание тампонажного камня на прочность и расширение производили через 2, 7 и 14 суток со времени затворения тампонажного раствора. Все составы (известные и заявляемые) имели одинаковые условия твердения при температуре 20^oС и атмосферном давлении. Дополнительно были проведены испытания образцов предлагаемого облегченного тампонажного раствора при температуре твердения -2^oС в соответствии с методикой, предложенной в работе [3].

Для выявления отличительных признаков и положительного эффекта изменяли массовые соотношения ингредиентов в широком интервале значений.

Результаты испытаний приведены в таблице. Полученные данные свидетельствуют о том, что заявляемый тампонажный раствор характеризуется значительным расширением, которое стабилизируется к 7-м суткам твердения. В данном возрасте цементный камень имеет расширение от 0,25 до 0,35% (при температуре 20^oС) и от 0,14 до 0,16 (при температуре -2^oС) при граничных значениях портландцемента от 41,77 до 51,25 маc.%, стеклянных микросфер от 6,25 до 8,82 маc. %, гашеной извести от 5,0 до 8,75 маc.%, 4% водного раствора хлористого кальция от 37,5 до 41,18 мас.%, тогда как у соизмеримых по плотности составов известного облегченного тампонажного раствора (прототип) расширение цементного камня через 7 суток твердения составляет 0,17-0,23% при заданной плотности раствора, а при отрицательных температурах результаты испытаний не представлены.

При содержании в тампонажном растворе алюмосиликатных микросфер менее 6,25 маc. % возрастает плотность тампонажного раствора, а при содержании более 8,82 маc. % снижается прочность камня на изгиб, что не удовлетворяет требованиям ГОСТ 1581-96 и отраслевым стандартам. При увеличении содержания в тампонажном растворе гашеной извести более 8,75 маc.% также снижается прочность камня на изгиб, а при содержании менее 5 маc.% уменьшается эффект расширения тампонажного камня.

Предлагаемый тампонажный раствор позволяет повысить качество крепления скважин и предотвратить возникновение межколонных газоводонефтепроявлений.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Леонов Е.Г. и др. Облегчающая добавка к тампонажным растворам. // Газовая промышленность. М. : Изд. "Газ-Ойль Пресс-Сервис". - 1997. - 6. - С.21-24.

2. Патент 2141026 РФ, МПК 6 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор. - Заявл. 08.07.1997, 97111567/03; Опубл. 10.11.99. Бюл. 31 (прототип).

3. Клюсов А. А., Лепнев Э.Н., Никулин В.Я. и др. Особенности испытания тампонажных материалов для низкотемпературных скважин // Обзорная информация. Серия "Бурение газовых и газоконденсатных скважин". - М.: ВНИИЭГазпром, 1989, 2, 30 с.