Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта)
GROUTING MORTAR FOR CEMENT STONE BLOCKING FLUID (TWO EMBODIMENTS) AND POLYMER MODIFIER FOR BACKFILLING FLUID OF GROUTING MORTAR (THREE EMBODIMENTS)

Предлагаемая группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и используется для создания тампонажных растворов для цементировании обсадных колон скважин в сложных горно-геологических условиях, а именно, тампонажного раствора для цементного камня, блокирующего флюиды (самовосстанавливающегося цементного камня) и полимерного модификатора для жидкости затворения тампонажного раствора для того, чтобы компенсировать изменения или дефекты в физической структуре цементного камня после фазы его затвердевания при цементировании нефтяных, газовых, водяных или геотермальных скважин или им подобных.
При строительстве нефтяных и газовых скважин обсадную трубу крепят цементным раствором, закачиваемым в кольцевое пространство вокруг внешней стороны обсадной трубы с образованием цементного камня. Цементный камень служит для крепления обсадной трубы и обеспечения изоляции пластов, содержащих различные жидкости, через которые проходит скважина, например, препятствует проникновению пластовых флюидов на уровень грунтовых вод, или загрязнению питьевой воды, или препятствует попаданию воды в скважину вместо нефти или газа. Чтобы выполнить эту функцию необходимо, чтобы цементный камень присутствовал как непроницаемая непрерывная оболочка. Однако со временем, по разным причинам, цементный камень может стать проницаемым из-за образования системы трещин. Образование трещин может быть связано с физическими напряжениями, вызванными тектоническими движениями пород, температурными эффектами, химической деградацией цементного камня или другими причинами.
В процессе строительства скважин тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (самовосстанавливающийся цементный камень) используют в качестве крепления обсадной трубы внутри скважины, а также для предотвращения движения (перетоков) флюидов между различными пластами, содержащими флюиды, или попадания в скважину нежелательных флюидов.
Цементный камень в процессе эксплуатации скважины потенциально подвержен воздействию нескольких типов флюидов, включая жидкие и газообразные углеводороды, воду, соляные растворы и/или углекислый газ. Поэтому в зависимости от предполагаемой окружающей скважину среды используют добавки (присадки), которые способны реагировать на воздействие одного или большего числа типов пластовых флюидов с целью сохранения свойств цементного камня.
Известен цементный раствор для самовосстанавливающегося цементного камня, включающий цемент и жидкость затворения (воду с присадкой) (см. описания к заявкам №WO 2004/101951, «Само адаптивная цементная система», МПК С04В 28/02, С04В 40/06, С09К 8/467, опубл. 25.11.2004).
В качестве присадок в указанном цементном растворе используют несколько водопоглощающих полимеров, таких как полиакриламид, модифицированный сшитый поли (мет) акрилат и нерастворимые акриловые полимеры. Поглощающий полимер добавляют к суспензии, сухой смеси с цементом, при этом цементная система дополнительно содержит соль (хлорид натрия или хлорид кальция). Материал заключен в капсуле, которая высвобождает материал в ответ на воздействие цемента, по меньшей мере, под влиянием одного скважинного параметра, когда цементный камень подвергается трещинообразованию (разрушается). Присадка реагирует и/или набухает при контакте с флюидами в затрубном. пространстве скважины, когда происходит повреждение кольца цементного камня.
Недостатком известного цементного раствора является использование присадки, являющейся предварительно сшитым полимером (модифицированным сшитым поли (мет) акрилатом - в виде крупнодисперсной полимерной крошки). Применение полимера в виде крупнодисперсной крошки не позволяет обеспечить равномерное распределение частиц модификатора в цементе. В результате равномерное распределение частиц сшитого полимерного модификатора в массе цементного раствора при его приготовлении и соответственно в цементном камне невозможно. Одновременно происходит локализация в верхней части цементного раствора частиц полимерной крошки за счет разницы плотностей цемента и сшитого полимерного модификатора. Это не обеспечивает равномерное распределение свойств по всему объему цементного камня и снижает эффективность самовосстановления.
Известен цементный раствор для получения самовосстанавливающегося цементного камня; включающий цемент и жидкость затворения (см. описания к заявкам №WO 2004/101952 А1 «Само адаптивная цементная система», МПК С04В 28/02, С04В 40/06, С09К 8/467, опубл. 25.11.2004).
Присадка включает частицы суперпоглощающего полимера, которые набухают при контакте с водой в случае структурного разрушения в цементном камне. Свойство самовосстановления создается путем контакта самой воды с полимером. Было идентифицировано несколько суперпоглощающих полимеров, таких как полиакриламид, модифицированный сшитый поли (мет) акрилат и нерастворимые акриловые полимеры. Поглощающий полимер добавляют в концентрации от 0,05 до мас. % цемента, при этом добавка дополнительно содержит соль (хлорид натрия или хлорид кальция). Модификатор заключен в капсуле, которая высвобождает материал в ответ на воздействие цемента, по меньшей мере, на один скважинный параметр, когда цементный камень разрушается.
Недостатком присадки является необходимость использования предварительно капсулированного полимера, так как известно, что капсулированные добавки неустойчивы к внешним механическим воздействиям и могут быть разрушены еще в процессе затворения и закачки цементного раствора.
Недостатком также является изменение реологических характеристик цементного раствора, например, вязкости в результате разрушения капсулированного полимера в процессе его закачки в скважину.
Кроме того недостатком использования присадки является необходимость предварительного специального производства капсул определенной механической прочности и с учетом условий применения (это очень дорого).
Известен цементный раствор для получения самовосстанавливающегося цементного камня, включающий цемент и жидкость затворения (см. описание изобретения патенту Российской Федерации №2539054 «Самовосстанавливающиеся цементы» №, МПК С09К 8/467, опубл. 10.01.2015).
Цемент включает в качестве присадки термопластичный блок- сополимер упорядоченной структуры, где блок-сополимер имеет структуру (А-В-А), в которой А представляет собой стеклообразный или полукристаллический блок, a B является эластомерным блоком для придания свойств самозалечивания в рецептуре цемента, который закачивается в затрубное пространство в скважине, пересекающей один или большее число пластов, содержащих углеводороды, где после затвердевания цемент образует цементное кольцо, в котором частицы набухают при, контакте с углеводородами из продуктивного пласта.
Недостатком известного цементного раствора является плохая термодинамическая совместимость блок - сополимера структуры (А-В-А) и тела цементного камня и, как следствие, при затворении цемента невозможно обеспечить равномерное распределение полимера. В результате в цементном растворе образуются зоны обогащенные полимером и зоны обедненные полимером. После затвердевания цемента, обогащенные блок- сополимером зоны являются концентраторами напряжений в массе цементного камня, что снижает прочность цементного камня. В случае возникновения трещин и диффузии по ней, блок-сополимер такой структуры способен набухать, что вызывает дополнительное расклинивание трещин и увеличение их проницаемости. Использование блок-сополимера не позволяет изменять физико-механические и реологические свойства фильтрующейся через трещину жидкости.
Необходимость предварительного равномерного распределения (диспергирования) частиц блок-сополимера в массе цемента добиться трудно, что является недостатком известного технического решения. Общим недостатком известных само адаптивных цементных систем является использование в цементном камне набухающих частиц. При набухании в образовавшейся трещине набухающие частицы ее расклинивают, при этом проницаемость не снижают, а увеличивают.,
Технической задачей и результатом предлагаемого изобретения является улучшение распределения компонентов в объеме цементного раствора и придание пластичности цементному камню, за счет снижения возможности трещинообразования в теле цементного камня, устранения проницаемости и ликвидации движения жидкости (флюида) в трещинах тела цементного камня путем изменения реологических свойств фильтрующегося пластового флюида, увеличения вязкости и придания» флюиду свойств вязкоупругой жидкости.
Технический результат достигается тем, что тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня содержит цемент и жидкость затворения с функциональными добавками, при этом он дополнительно содержит полимерный модификатор по п. 4 или п. 5 или п. 6 в количестве 5-10 мас. % от количества жидкости затворения, предварительно приготовленный на основе водной полимерной дисперсии, содержащей глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров.
Технический результат достигается тем, что тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня содержит цемент и жидкость затворения с функциональными добавками, при этом он дополнительно содержит полимерный модификатор по п. 4 или п. 5 или п. 6 в количестве 5-10 мас. % от количества жидкости затворения, предварительно приготовленный на основе водной полимерной дисперсии, содержащей глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров и твердую фазу в количестве не более 10% от количества цемента. В качестве твердой фазы используют неопретированные стеклянные микросферы и/или алюмосиликатные микросферы и/или зольные микросферы и/или кварцевый песок тонкого помола.
Технический результат достигается тем, что полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора включает растворенные в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас. %:
латекс
45-55
эмульгатор
0,5-1,0
пигмент
1,0-2,0
пеногаситель
1,0-2,0
вода остальное.
Технический результат, достигается тем, что полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора включает растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас. %:
синтетический каучук
10-16
сшивающий агент
0,2-0,5
ускоритель
0,2-0,5
органический растворитель остальное.
Технический результат достигается тем, что полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора включает растворенный в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас. %:
латекс
45-55
эмульгатор
0,5-1,0
пигмент
1,0-2,0
пеногаситель
1,0-2,0
вода остальное,
и растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас. %:
синтетический каучук
10-16
сшивающий агент
0,2-0,5
ускоритель
0,2-0,5
органический растворитель остальное, взятые в соотношении 1:1.
Технический результат достигается за счет использования в составе цементного раствора полимерного модификатора, включающего высокомолекулярное связующее, с функциональными присадками и соотношением этих присадок. Применение функциональных присадок позволяет регулировать (управлять) параметрами высокомолекулярного связующего с целью повышения эффективности затворения флюида в теле цементного камня. Применение в составе цементного камня полимерного модификатора, способного к ограниченному растворению в среде флюида, обеспечивает значительное повышение вязкости флюида, при этом обеспечивается диффузия полимерного модификатора во флюид и его распределение во флюиде.
Использование в составе цементного раствора полимерного модификатора, подверженного ограниченному растворению в среде флюида, обеспечивает значительное повышение вязкости статическое напряжение сдвига (СНС) флюида, а также позволяет повысить эффективность распределение присадок в цементном растворе и соответственно в теле цементного камня.
Выбор высокомолекулярного связующего связан со способностью последнего к аддитивному набуханию, как в водной, так и в нефтяной среде. При этом высокомолекулярное связующее должно обеспечивать эффект коалесценции в водной среде и, соответственно, послойного распределения в углеводородной среде. Обязательным условием является отсутствие диффузии или экстракции функциональных добавок в нефтяную среду из водной дисперсии. Степень набухания сухого остатка полимерного модификатора в нефтяной среде не должно превышать 10-45%. Степень набухания в водной среде после принудительной коалесценции модификатора должна быть не более 15-20%.
В случае контакта высокомолекулярного модификатора с водной средой происходит изменение объема глобулы полимера и, как следствие, повышение вязкости флюида, что приводит к уменьшению подвижности последнего и снижению проницаемости трещин в цементном камне. Присутствие нефтяной составляющей смещает равновесие при набухании полимера и позволяет дополнительно снижать скорость движения, флюида в дефекте цементного камня.
В предлагаемом тампонажном растворе в качестве функциональной присадки используют функциональные добавки и полимерный модификатор предварительно приготовленный на основе водной полимерной дисперсии (латекса), содержащей глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров.
В составе водной полимерной дисперсии (латекса) размеры глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров стабильны, и как следствие, это позволяет создавать оптимальную концентрацию полимерного материала в массиве цементного камня. При этом не происходит повышения вязкости цементного раствора при его затворении и закачке в скважину.
При формировании цементного камня происходит связывание воды как из состава жидкости затворения, так и из водной полимерной дисперсии (латекса), в результате чего водная полимерная дисперсия разрушается, а в массиве цементного камня равномерно распределяются частицы полимера.
В случае появления трещин и движения по ним пластового флюида, происходит обогащение последнего за счет взаимодействия частиц полимера с флюидом в зоне их контакта. В результате происходит изменение реологических свойств фильтрующегося флюида, повышается его вязкость, флюид приобретает свойства неньютоновской жидкости. Как следствие, проницаемость трещин резко снижается.
На практике, на буровой тампонажный цементный раствор готовят по общепринятой технологии из цемента и жидкости затворения с присадками. Вначале готовят жидкость затворения, в состав которой входит вода и присадки.
Предлагаемый тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (вариант 1) и предотвращения межпластовых перетоков, содержит предварительно приготовленный полимерный модификатор в количестве 5-10% от количества жидкости затворения с составом, предложенным в одном из трех вариантов состава полимерного модификатора для жидкости затворения.
Предлагаемый тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (вариант 2) и предотвращения межпластовых перетоков, содержит предварительно приготовленный полимерный модификатор в количестве 5-10% от количества жидкости затворения с составом, предложенным в одном из трех вариантов состава полимерного модификатора, и дополнительно твердую фазу для равномерного распределения компонентов присадки в массе цементного раствора.
В качестве твердой фазы используют микрочастицы с сильно развитой наружной поверхностью, например, неопретированные (необработанные) стеклянные микросферы или алюмосиликатные или зольные микросферы или кварцевый песок тонкого помола в количестве 5-15% от количества цемента. Размер микрочастиц не должен превышать 30-50 микрон, т.е. он должен быть близок к размеру частиц цемента. В этом случае прочностные характеристики цементного камня снижаются незначительно.
В качестве, присадки для жидкости, затворения в предлагаемом тампонажном растворе (вариант 1 и 2) для блокирующего флюиды цементного камня используют один из составов предварительно приготовленного полимерного модификатора по п. 4, п. 5 или п. 6 (вариант 1, 2 или 3 соответственно). -
Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (вариант 1), включает растворенные в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас. %:
латекс
45-55
эмульгатор
0,5-1,0
пигмент
1,0-2,0
пеногаситель
1,0-2,0
вода остальное.
-1
Латекс используют с вязкостью 15-17Па⋅с при градиенте скорости сдвига 1,152 с.
Для обеспечения качества диспергирования в качестве эмульгатора используют соли карбоновых кислот, например, стеариновой кислоты. В качестве пигмента для визуального определения равномерности распределения присадок в смеси и в цементном растворе используют, например, оксиды металлов, например, оксид титана.
Для снижения образования пены и обеспечения гомогенизации при смешении (препятствует расслоению раствора) используют пеногаситель, например, сивушные масла, растительные масла, Т-66 (диоксановые спирты), раствор полиамида, кремний органика.
Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (вариант 2), включает растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас. %:
синтетический каучук
10-16
сшивающий агент
0,2-0,5
ускоритель
0,2-0,5
органический растворитель остальное.
В качестве синтетического каучука используют, например, каучук бутадиеновый, полипропиленовый, этиленпропиленовый или его тройной сополимер с вязкостью по Муни 65-80 ед. Каучук предварительно пластицируют на вальцах. В. процессе пластицирования на вальцах в каучук вводят сшивающий агент (ультраускоритель) и ускоритель.
После этого полученную смесь при перемешивании растворяют в растворителе до необходимой концентрации, используя органические растворители, например, гексан или гептан.
В качестве сшивающего агента используют, например, диэтилдитио-карбонат цинка или тиурам D.
В качестве ускорителя используют, например, дитиодиморфолин.
Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (вариант 3), включает растворенный в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас. %:
латекс
45-55
эмульгатор
0,5-1,0
пигмент
1,0-2,0
пеногаситель
1,0-2,0
вода остальное,
и растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас. %:
синтетический каучук
10-16
сшивающий агент
0,2-0,5
ускоритель
0,2-0,5
органический растворитель остальное, взятые в соотношении 1:1.
Готовят полимерный модификатор (вариант 3) при интенсивном перемешивании состава по варианту 1 и состава по варианту 2, не допуская выпадения осадка и расслоения. Полимерный модификатор любого из трех составов, обеспечивает реологию как по воде, так и по нефти.
Из приготовленного тампонажного раствора были изготовлены образцы и испытаны на плотность, растекаемость, прокачиваемость и время схватывания. Результаты испытаний приведены в таблице.
Испытания на возможность межпластовых перетоков через цементный камень проводили на лабораторной установке.
Установка состоит из отрезка трубы 1 диаметром 50 мм и длиной 100 мм, по концам которой установлены две заглушки 2, штуцерные вводы которых верхний и нижний содержат вентили 3, фильтра 4 в нижней части трубы 1, емкости 5 с жидкостью для испытаний (50% воды и 50% дизельного топлива), подсоединенной к верхнему штуцеру, и емкости 6 для стока жидкости для испытаний. Давление в емкости 5 для подачи жидкости для испытаний создавали с помощью сжатого воздуха 6-9 атм.
Внутрь трубы 1 заливали цементный раствор, приготовленный на жидкости затворения с полимерным модификатором, при застывании которого получали цементный; камень 7 (образец). После образования цементного камня 7. После застывания цементного камня 2 подавали жидкость из емкости 5, при этом перетока жидкости через цементный камень не наблюдалось.
Затем ударом молотка по боковой поверхности трубы 1 искусственно создавали трещины. После открытия вентилей 3 наблюдали интенсивную фильтрацию через цементный камень 7 жидкости, поступающей из емкости 5 в емкость 6. После этого вентили 3 закрывали, и цементный камень 7 оставался в покое в течение 7 суток. Затем снова проводили испытания на возможность межпластовых перетоков через цементный камень 7, при этом перетоки отсутствовали.