БЕЗВОДНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР
WATER-FREE GROUTING MORTAR

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а также используется при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин.
Известен тампонажный раствор [1 - аналог], включающий 64,5÷71,4 мас.% тампонажного цемента и остальное - отход подготовки нефти на основе хлоридов и сульфатов натрия, калия, кальция и магния, который содержит не более 30,0 мг/л взвешенного вещества и 30,0÷50,0 мг/л нефтепродуктов, предназначен для изоляции водопроявляющих пластов и крепления зон обвалов.
При тампонировании скважин в режиме пропитки водопроявляющего пласта (при минимальной подаче насосов), при ошибочном тампонировании скважины, когда необходимо вымыть из пласта тампонажный раствор, при необходимости остановок в процессе тампонирования, применение известного тампонажного раствора может вызвать необратимые осложнения в скважине - привести к аварийным ситуациям из-за высокой вероятности прихвата рабочего инструмента. Кроме того, известный тампонажный раствор имеет не достаточно высокую проникающую способность в каналы и поры изолируемого пласта, невысокую седиментационную устойчивость и ограничения по температуре в скважине.
3
Известен «Тампонажный раствор «НЦР Химеко - ВМН»» [2 - аналог], содержащий 75,0÷80,0 мас.% гидравлического вяжущего, в качестве которого применяются: тампонажный портландцемент - ПТЦ, цемента и их смеси в (DylogCem, класс G), а при плотности тампонажного раствора до 1,45 г/см - строительный гипс; 0,1÷0,2 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) «Гидрофобизатора АБР»; 0,1÷0,3 мас.% ПАВ «Нефтенола ВКС-Н» и остальное - жидкая углеводородная фаза, в качестве которой применяются дизельное топливо, очищенная (безводная) нефть и газоконденсат. Недостатком известного тампонажного состава являются высокая фильтратоотдача, что приводит к увеличению вязкости из-за потерь углеводородной фазы, малая проникающая способность в каналы и поры из-за низкой степени дисперсности гидравлических вяжущих.
Наиболее близким к предполагаемому техническому решению является тампонажный материал [3 - прототип], используемый для изоляции водопритоков в скважинах. Состав, который включает вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, а в качестве вяжущего компонента содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент при следующем соотношении компонентов, мас.%: гипсоглиноземистый или напрягающий цемент 55,0-65,0, модифицированная ПАВ углеводородная жидкость остальное. Известный тампонажный материал имеет не достаточно высокую проникающую способность в каналы и поры изолируемого пласта из-за низкой дисперсности гидравлических вяжущих, высокую фильтратоотдачу, низкую седиментационную устойчивость.
Приведенные недостатки приводят к проблемам при закачках состава в скважину и снижению эффективности его применения.
Задачей изобретения является разработка технологичного безводного тампонажного раствора (БТР), являющегося полидисперсной суспензией цемента и наполнителей в углеводородной фазе, стабилизированной композицией (смесью) поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих ее седиментационную устойчивость и образование камня только при контакте с водой. Низкое значение фильтратоотдачи, высокая седиментационная устойчивость БТР позволяют сохранять (поддерживать) необходимые реологические показатели в процессе закачки состава в скважину, обеспечивая эффективность применения состава.
2
2
2
Сущность изобретения состоит в том, что тампонажный состав, содержит вяжущее и углеводородную жидкость модифицированную ПАВ, в качестве которой используется углеводородная жидкость «ДС БТРУО», а в качестве вяжущего - портландцементные тампонажные смеси: цементная смесь БТРУО «Стандарт» с удельной поверхностью не менее 300,0 м/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м/кг, соответственно, указанный состав дополнительно содержит поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО», тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель, в качестве которого используются микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый и масло-растворимый полимер, в качестве которого используются 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Вяжущее: цементная смесь БТРУО «Стандарт», или БТРУО «Медиум», или БТРУО «Микро»
- 59,0÷71,0
Поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО»
- 0,2÷0,5
Маслорастворимый полимер - 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30
- 1,0÷10,0
Тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель: микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый
- 1,0÷7,0
Углеводородная жидкость «ДС БТРУО»
- остальное
Для приготовления БТР могут использоваться выпускаемые промышленностью материалы:
- Дисперсионная среда безводного тампонажного раствора на углеводородной основе «ДС БТРУО» выпускается по ТУ 2458-065-54651030-2010, представляет собой углеводородную жидкость, стабилизированную комплексом поверхностно-активных веществ.
- «ПАВ БТРУО» выпускается по ТУ 2458-067-54651030-2010, представляет собой смесь водорастворимых неионогенных и анионоактивных ПАВ.
- 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе (керосин, дизтопливо или индустриальное масло «И-20») с молекулярной массой 15000, 20000 и 30000 (далее: ПИБ 15, ПИБ 20 и ПИБ 30, соответственно).
2
- Цементные смеси «ЦС БТРУО» марок Стандарт, Медиум и Микро выпускаются по ТУ 2458-066-54651030-2010, представляют собой смесь цементного клинкера и минеральных добавок, обладающую различной удельной поверхностью м/кг, не менее: Стандарт - 300,0; Медиум - 500,0; Микро - 900,0.
- «Микрокремнезем» выпускается по ТУ 5743-048-02495332-96, представляет собой ультрадисперсный порошкообразный материал, состоящий из частиц сферической формы, получаемый в процессе газоочистки печей при производстве кремнийсодержащих сплавов.
- «Опока молотая» выпускается по ТУ-21-26-11-90, представляет собой кремнистую осадочную горную породу, богатую кремнеземом.
- «Диатомит молотый» выпускается по ТУ 14-301-2-80, представляет собой легкий порошкообразный минерал белого, серого и желтоватого цвета, состоящий из микроскопических кремнеземнистых панцирей водорослей (диатомей).
Применяемый в составе комплекс ПАВ и технология приготовления БТР позволяет получить седиментационно- и агрегативно-устойчивую суспензию цемента в жидкой углеводородной фазе. При контакте с пластовой водой комплекс ПАВ способствует более полному замещению углеводородной фазы, адсорбированной на поверхности цемента, на воду и ускоряет гидратацию цемента, что приводит к образованию высокопрочного низкопроницаемого камня.
Ввод в состав БТР раствора маслорастворимого полимера позволяет повысить его структурно-реологические свойства, снижает фильтратоотдачу и увеличивает седиментационную устойчивость за счет увеличения вязкости фильтрата, что особенно важно при использовании БТР при производстве ремонтно-изоляционых работ под давлением.
3
Ввод в состав БТР цементов с высокой удельной поверхностью позволяет увеличить проникающую способность в каналы и поры из-за более высокой степени дисперсности частиц, что дает возможность регулировать рецептуры БТР в зависимости от типа коллектора и его приемистости. Применение микроцементов позволяют готовить растворы БТР плотностью до 1,3 г/см, обладающие низкой фильтратоотдачей и улучшенной седиментационной устойчивостью.
Ввод в состав БТР тонкодисперсного кремнесодержащего наполнителя способствует стабилизации суспензии, уменьшению фильтратоотдачи и увеличению прочности цементного камня и снижению сульфатной коррозии цементного камня.
Наименьшее содержание вяжущего, ПАВ «БТРУО», маслорастворимого полимера и тонкодисперсного кремнесодержащего наполнителя, ниже указанных значений, приводит к увеличению фильтратоотдачи, снижению седиментационной устойчивости и уменьшению прочности цементного камня.
Увеличение содержания вяжущего, ПАВ «БТРУО», маслорастворимого полимера и тонкодисперсного кремнесодержащего наполнителя, выше указанных значений, приводит к увеличению реологических показателей, снижению седиментационной устойчивости и уменьшению прочности цементного камня.
Ниже представлены примеры приготовления предлагаемых тампонажных растворов (состав БТР) и тампонажных растворов по прототипу в лабораторных условиях (в таблице 1 представлен компонентный состав безводных тампонажных растворов, а в таблице 2 их технологические параметры).
Свойства БТР и растворов по прототипу исследовали по стандартным методикам оценки технологических, фильтрационных и реологических показателей цементных растворов (стандарт API 10A/ISO 10426-2). Степень образования цементного камня в %, определяли по экспресс-методике определения селективности углеводородных суспензий цементов [4].
При приготовлении составов БТР в расчетное количество углеводородной жидкости «ДС БТРУО», при перемешивании на лабораторной мешалке, вводили необходимое количество маслорастворимого полимера (ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30), перемешивали в течение 10 мин, затем, продолжая перемешивание, вводили необходимое количество «ПАВ БТРУО», а через 5 мин добавляли тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель (микрокремнезем, или опоку молотую, или диатомит молотый) и цементную смесь «ЦС БТРУО» («Стандарт», или «Медиум», или «Микро»). Смесь перемешивали в течение 10 минут, измеряли параметры тампонажного раствора и проводили технологические испытания. Аналогичным образом были приготовлены составы №1-9.
Пример 1 (состав 1 в таблице I): в лабораторный металлический стакан объемом 500 мл наливают 147,5 г (29,5% мас.) углеводородной жидкости «ДС БТРУО» и при перемешивании на лабораторной мешалке вводят 50,0 г (10,0% мас.) маслорастворимого полимера ПИБ 30, перемешивают в течение 10 мин, затем вводят 2,5 г (0,5% мас.) «ПАВ БТРУО», через 5 мин добавляют 5,0 г (1,0% мас.) опоки молотой и 295,0 г (59,0% мас.) цементной смеси «ЦС БТРУО» марки «Стандарт». Смесь перемешивают в течение 10 минут, измеряют параметры тампонажного раствора и проводят технологические испытания.
Пример 2 (состав 10 в таблице 1, прототип): в лабораторный металлический стакан объемом 500 мл наливают 175,0 г (35,0% мас.) углеводородной жидкости модифицированной ПАВ и при перемешивании па лабораторной мешалке добавляют 325,0 г (65,0% мас.) гипсоглиноземистого цемента. Смесь перемешивают в течение 10 минут, измеряют параметры тампонажного раствора и проводят технологические испытания.
Пример 3 (состав 11 в таблице 1, прототип): в лабораторный металлический стакан объемом 500 мл наливают 185,0 г (37,0% мас.) углеводородной жидкости модифицированной ПАВ и при перемешивании на лабораторной мешалке добавляют 315,0 г (63,0% мас.) напрягающего цемента. Смесь перемешивают в течение 10 минут, измеряют параметры тампонажного раствора и проводят технологические испытания.
Безводный тампонажный раствор на углеводородной основе должен обладать следующими характеристиками:
- селективностью;
- степень образования цементного камня должна быть не менее 70%;
3
- показатель стабильности состава должен быть не более 20 кг/м;
- иметь минимально-возможную пластическую вязкость (η≤60 МПа·с);
- обладать низкими фильтрационными потерями (Ф<200 мл/30 мин);
0
- показатель динамического напряжения сдвига должен находиться в пределах 2≤τ≤40 МПа·с;
- прочность цементного камня на сжатие и на изгиб должна быть более 7 МПа и более 2 МПа, соответственно.
Как предлагаемый состав, так и состав по прототипу обладают необходимой селективностью, степенью образования цементного камня и показателем динамического напряжения сдвига.
При этом, как следует из таблицы 2, такие свойства, как фильтратоотдача, стабильность, пластическая вязкость, прочность цементного камня у состава БТР качественно превышают аналогичные характеристики состава по прототипу.
Источники информации
1. Авторское свидетельство SU 1640366 A1, E21B 33/138, опубликовано 07.04.1991 г. - аналог.
2. Патент RU 2357999 C1, C09K 8/467, опубликовано 10.06.2009 г. - аналог.
3. Патент RU 2139985 C1, E21B 33/138, опубликовано 20.10.1999 г. - прототип.
4. Магадова Л.А., Ефимов Н.Н., Ефимов М.Н., Черыгова М.А. Управление технологическими свойствами углеводородных суспензий цемента с помощью композиции ПАВ // Технологии нефти и газа, №2, 2011 г., с.27.
Таблица 2
Технологические свойства безводных тампонажных растворов, представленных в таблице 1
№ Состава из таблицы 1
Плотность, г/см<sup>3</sup>
Пластическая вязкость, мПа·с
ДНС, мПа·с
Фильтратоотдача, см<sup>3</sup>/30 мин
Стабильность, кг/м<sup>3</sup>
Степень обр. цем. камня, %
Прочность цементного камня
на сжатие, МПа
на изгиб, МПа
1
2
3
4
5
6
7
8
1
1,88
58,5
8,3
90,9
9,6
93,0
27,0
12,3
2
1,87
55,0
5,3
125,3
6,6
83,0
22,0
11,5
3
1,86
49,5
3,5
152,5
4,5
80,0
15,0
8,6
4
1,65
58,0
19,4
112,3
2,4
86,0
25,0
8,8
5
1,64
58,0
18,4
150,3
1,9
77,5
18,0
7,6
6
1,64
60,0
8,5
190,3
0,9
72,0
13,3
6,5
7
1,74
60,0
19,9
85,6
4,4
92,0
18,0
10,2
8
1,73
55,5
18,3
119,5
2,4
87,0
15,4
9,5
9
1,73
47,5
15,7
136,2
2,6
77,0
10,0
8,6
прототип
10
1,50
85,2
2,2
400,6
35,3
95,4
12,7
7,3
11
1,41
65,1
4,3
550,3
26,1
85,2
1,9
0,4