ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ПАРОНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
OIL-WELL COMPOSITION FOR STEAM-INJECTION WELLS

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;
3
- высокая фильтрации в условиях умеренных и повышенных температур сопоставима с показателем фильтрации чистого цемента, который составляет 600 см 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;
2
- кварцевый песок - ГОСТ 8736-85, в соответствии с которым SiO 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%;
2
3
3
- 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 м, истинная плотность около 2000 кг/м, насыпная плотность свежеотфильтровованного порошка 200 кг/м. 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.