тампонажный раствор

Формула изобретения

Тампонажный раствор, включающий пресную воду, минерализованную солями электролитами, тампонажный портландцемент, кремнезем, технические лигносульфонаты, отличающийся тем, что в качестве соли электролита используют хлорид натрия NaCl, в качестве технических лигносульфонатов используют феррохромлигносульфонат ФХЛС, раствор дополнительно содержит или глицерин, или триэтиленгликоль ТЭГ, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в ТЭГ при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:

тампонажный портландцемент	60-70
кремнезем	30-40
ФХЛС	1,5-2
глицерин, или триэтиленгликоль ТЭГ,
или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в ТЭГ	10-20
насыщенный водный раствор NaCl	40-45

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным растворам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в температурном диапазоне от 60° до 150°С.

Известен тампонажный раствор (SU № 1714089 A1, Е21В 33/138, 23.02.1992), содержащий в своем составе следующие ингредиенты, мас.ч.:

- портландцемент	100
- оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ)	0,3-0,4
- декстрин	0,1-0,2
- вода	55-60.

К недостаткам известного тампонажного раствора относят низкую прочность, малую термостойкость и склонность к усадочным деформациям цементного камня.

Известен тампонажный раствор (RU № 2149981 C1, Е21В 33/138, 27.05.2000), включающий цемент, оксиэтклцеллюлозу (ОЭЦ), воду и меламинсодержащий продукт, в качестве которого используют меламиноформальдегидную смолу или смесь меламиновых смол при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:

- цемент	100,
- оксиэтилцеллюлоза	0,3-0,5,
- меламиноформальдегидная смола	0,5-1,0,
- вода	40-50.

Известный тампонажный раствор обладает пониженной водоотдачей, термостабильностью, седиментационной устойчивостью в период его прокачивания и повышенной устойчивостью к прорыву пластового флюида в условиях действия пластовых температур до 100°C.

К недостаткам известного раствора относятся:

- использование в составе меламинсодержащих продуктов, относящихся к 1-му классу опасности;

- использование высоковязкого полимера ОЭЦ, снижающего прочность твердеющего цементного камня.

Применение тампонажных растворов, приготовленных путем затворения портландцемента пресной водой, в условиях залегания солевых отложений не обеспечивает надежной герметизации разобщенного пространства и приводит к растворению солей, слагающих стенки скважины. Кроме того, при непосредственном контакте тампонажного раствора с солевыми средами изменяются его технологические свойства: увеличивается вязкость, возникает коррозия цементного камня, резко сокращаются сроки загустевания, что на практике приводит к увеличению продавочного давления и гидроразрыву пластов.

Задача, на которую направлено предлагаемое изобретение, состоит в получении тампонажного раствора с синтетической дисперсионной средой, предназначенного для крепления нефтегазовых скважин в условиях залегания соленых отложений в температурном диапазоне от 60° до 150°C.

Технический результат, достигаемый предлагаемым тампонажным раствором, заключается в простоте приготовления, сохранении стабильности солевых отложений при контакте с ними, формировании прочного цементного камня в условиях действия повышенных температур при использовании в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости.

Тампонажный раствор, благодаря насыщению жидкости затворения солями, сохраняет устойчивость солевых отложений. Однако известно, что соли-электролиты отрицательно влияют на свойства формируемого цементного камня, приводя к его усадке и снижению прочности.

Экспериментально было доказано, что для нейтрализации отрицательного воздействия солей-электролитов в жидкость затворения целесообразно вводить жидкие углеводородные соединения, благодаря чему снижается ее диэлектрическая проницаемость (таблица 1) и в результате чего наблюдается:

- стабильность солевых пород при контакте с тампонажным раствором;

- затвердевание раствора в прочный непроницаемый камень;

- увеличение цементного камня в объеме.

Результаты экспериментальных данных отражены в таблице 1, где приведена зависимость электрического сопротивления насыщенного раствора хлористого натрия от концентрации углеводородов. В качестве углеводородов использовались триэтиленгликоль (ТЭГ), глицерин и 10%-ный раствор эпоксидной смолы (ЭД-20) в триэтиленгликоле.

Технический результат изобретения достигается за счет того, что тампонажный раствор, включающий пресную воду, минерализованную солями-электролитами, тампонажный портландцемент, кремнезем (свободная двуокись кремния - SiO2 составляет основу кварцевого песка), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), содержит синтетическую жидкость, такую как глицерин, или триэтиленгликоль, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы (ЭД-20) в ТЭГ при соотношении ингредиентов, мас.ч.:

тампонажный портландцемент	60-70;
кремнезем	30-40;
ФХЛС	1,5-2;
глицерин,
или триэтиленгликоль (ТЭГ),
или 10%-ный раствор эпоксидной смолы
(ЭД-20) в ТЭГ	10-20;
насыщенный водный раствор NaCl	40-45.

ФХЛС получают путем обработки сульфит-спиртовой барды сернокислым железом и бихроматом натрия.

ФХЛС представляет собой порошок коричнево-зеленого цвета, хорошо растворяющийся в воде, имеющий рН=4-4.5. ФХЛС позволяет снизить вязкость и частично фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов, а также растворов кальциевого типа и загрязненных цементом, антигидритами и поливалентными солями.

Тампонажный раствор может быть приготовлен следующим образом: в пресной воде, взятой в необходимом количестве, растворяют хлорид натрия до полного насыщения воды. В полученный раствор добавляют синтетическую жидкость, например многоатомный спирт, такой как триэтиленгликоль, или глицерин, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы, и тщательно перемешивают до получения однородной эмульсии. В полученную жидкость затворения вводят тампонажную смесь, приготовленную путем перемешивания кремнезема (кварцевого песка), ФХЛС и портландцемента. Приготовление тампонажного раствора осуществляется с помощью мешалки с числом оборотов 18000 об/мин в соответствии со стандартом API 10 А:2007.

Насыщение дисперсионной среды тампонажного раствора хлористым натрием обеспечивает высокое сцепление получаемого цементного камня с солевой породой, а введение синтетических соединений нейтрализует отрицательное воздействие электролитов на прочность цементного камня. Об этом свидетельствуют результаты проведенного эксперимента: солевой керн заполнялся тампонажным раствором. Проводилась визуальная оценка на предмет сохранения керна и определялась прочность на сцепление цементного камня с образцом. Результаты экспериментальных данных отражены в таблицах, где приведены зависимости физико-химических свойств цементного камня и тампонажных растворов от содержания синтетической дисперсионной среды (таблица 2), минерализованной дисперсионной среды (таблица 3) и при ведении добавок-замедлителей (таблица 4).

Для определения оптимальной рецептуры тампонажного раствора были приготовлены составы с добавлением соответственно синтетических жидкостей (таблица 2), минерализованной дисперсионной средой (таблица 3) и добавлением лигносульфонатов (таблица 4).

Физико-механические свойства цементного камня и приготовленных тампонажных растворов проверялись путем добавления в жидкость затворения (пресной воды) различных синтетических соединений. Растворы приготавливались на портландцементе (Ц) марки ПЦТ 1G-CC-1 при В/Ц=0,45, (В - вода).

Как видно из таблицы 2 добавление в жидкость затворения тампонажного ТЭГ (примеры 2-4) приводит к увеличению прочности цементного камня по сравнению с тампонажным раствором, приготовленным на пресной воде (пример 1). При добавлении в состав тампонажного раствора композиции из многоатомного спирта и эпоксидной смолы ЭД-20 рост прочности цементного камня продолжается (примеры 5, 6 и 8, 9), однако при высоких концентрациях смеси прочность камня начинает снижаться (примеры 7 и 10). Смесь спиртов глицерина и ТЭГ с эпоксидной смолой при добавлении в жидкость затворения незначительно повышает прочность цементного камня (примеры 11 и 12). Добавление парафинового латекса, состоящего из смеси смол и полиэлектролита, не оказывает существенного изменения прочности цементного камня (примеры 13, 14).

Ввод спирта и композиции на основе спирта и эпоксидной смолы способствует увеличению седиментационной устойчивости тампонажного раствора, о чем свидетельствует отсутствие водоотделения (таблица 2, примеры 4-12).

Составы, полученные при добавлении в жидкость затворения синтетических соединений, при затвердевании образуют прочный цементный камень, однако, их использование в соленосных отложениях не обеспечивает сохранение устойчивости данных пород и не позволяет достичь герметично зацементированного пространства, поэтому были приготовлены составы с минерализованной дисперсионной средой и добавлением синтетических соединений.

В таблице 3 приведены результаты исследования свойств тампонажного раствора, приготовленного на минерализованной дисперсионной среде.

Как видно из таблицы 3, минерализация дисперсионной среды обеспечивает рост прочности цементного камня (примеры 1-9), однако прочность камня на сцепление с солью увеличивается только с повышением концентрации синтетических добавок (примеры 3, 5, 7 и 9).

В таблице 4 приведены свойства тампонажного раствора, приготовленного на цементе марки ПЦТ 1G-CC-1 и обработанного добавками-замедлителями сроков схватывания.

Как видно из таблицы 4, наиболее эффективна добавка ФХЛС (примеры 3, 9 и 12). Эта добавка обеспечивает подвижность тампонажного раствора в течение 200-240 мин, что вполне достаточно для продавки раствора в цементируемый участок скважины. Неэффективны в использовании реагенты нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) и карбоксиметилцеллюлозы КМЦ (пример 5), а также смеси реагентов полиакрилата, кальцинированной соды и полимера Melflux 5588 (пример 10), поскольку получаемые растворы не схватываются. Остальные реагенты не оказывают существенного замедляющего эффекта, к тому же снижают прочность получаемого цементного камня (примеры 2, 4, 7, 8 и 11).

Приведенные в таблицах 1-4 результаты позволяют установить оптимальную рецептуру тампонажного раствора для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях при повышенных температурах.

Таблица 1
Концентрация углеводорода, мас.ч.	Плотность, кг/м3	Электрическое сопротивление, Ом·м
Триэтиленгликоль	10	1200-1210	0,12
20	1200-1210	0,12-0,13
30	1210	0,18-0,2
40	1210	0,28-0,30
50	1210	0,28-0,3
Глицерин	10	1200	0,1
20	1210	0,11-0,12
30	1210	0,2-0,22
40	1210	0,25-0,28
50	1210	0,28-0,3
10%-ный раствор ЭД-20 в триэтиленгликоле	10	1210	0,15
20	1210	0,15
30	1220	0,19
40	1220	0,22
50	1220	0,30
Без наполнителя	-	1180	0,08

Таблица 2
№ п/п	Марка портландцемента	Вид добавки	Содержание, масс.ч.	Растекаемость тампонажного раствора, мм	Сцепление цементного камня с металлом через 48 ч, МПа	Прочность цементного камня на изгиб через 48 ч, МПа	Водоотделение, мл/120 мин
1.	ПЦТ 1G-CC-1	-	-	240	1,25	5,04	3
2.	ПЦТ 1G-СС-1		10	190	2,45	6,12	0,5
3.	ПЦТ 1G-CC-1	ТЭГ	20	180	3,4	8,12	0,5
4.	ПЦТ 1G-CC-1		30	180	2,33	6,52	нет
5.	ПЦТ 1G-CC-1		10	230	3,67	9,64	нет
6.	ПЦТ 1G-CC-1	ЭД-20+ТЭГ	20	185	2,57	10,15	нет
7.	ПЦТ 1G-CC-1		30	180	3,0	5,2	нет
8.	ПЦТ 1G-CC-1		10	180	6,3	12,4	нет
9.	ПЦТ 1G-CC-1	ЭД-20+глицерин	20	180	3,55	12,0	нет
10.	ПЦТ 1G-CC-1	30	менее 180	2,5	6,4	нет
11.	ПЦТ 1G-CC-1	(глицерин+ТЭГ)+ЭД-20	10	менее 180	3,60	8,75	нет
12.	ПЦТ 1G-CC-1	20	менее 180	3,85	9,6	нет
13.	ПЦТ 1G-CC-1	Латекс парафиновый	3	230	2,05	6,44	2
14.	ПЦТ 1G-CC-1	5	215	1,7	5,4	1,5

Таблица 3
№ п/п	Жидкость затворения	Растекаемость, мм	Плотность, кг/м3	Прочность цементного камня на изгиб через 48 ч, МПа	Прочность цементного камня на сцепление с солью через 48 ч, МПа
Вид добавки	Концентрация, мас.ч.	Рассол
1.	-	-	насыщенный раствор NaCl	240	2170	8,4	3,0
2.	ТЭГ	10	насыщенный раствор NaCl	190	2150	8,8	5,0
3.	тэг	20	насыщенный раствор NaCl	180	2150	10,4	6,8
4.	ЭД-20+ТЭГ	10	насыщенный раствор NaCl	150	2180	12,5	10,1
5.	ЭД-20+ТЭГ	20	насыщенный раствор NaCl	140	2180	13,7	11,2
6.	ЭД-20+глицерин	10	насыщенный раствор NaCl	210	2120	13,3	10,0
7.	ЭД-20+глицерин	20	насыщенный раствор NaCl	200	2120	14,5	12,0
8.	Глицерин	10	насыщенный раствор NaCl	210	2130	11,4	8,8
9.	Глицерин	20	насыщенный раствор NaCl	240	2130	13,0	11,1