ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР
GROUTING MORTAR

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/м<sup>3</sup>
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/м<sup>3</sup>
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