ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин.

Известен тампонажный раствор, содержащий тампонажный цемент, микрокремнезем и воду (патент РФ 2057250, МПК Е21В 33/138, 27.03.1996) [1], данный тампонажный раствор предназначен для цементирования газонефтяных скважин с температурой выше 110°С, его недостатком является низкая сопротивляемость получаемого цементного камня к ударным нагрузкам.

Наиболее близким аналогом к изобретению по своей технологической сущности является тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий в мас.%: портландцемент - 43,1-43,8, пластификатор 0,2-0,3, микрокремнезем - 2-2,3, песок 43,1-43,8, глиноземистый цемент - 4,2-4,5, гипс 2-2,3, поташ 0,4-0,5 (патент РФ 2306327, МПК С09К 8/467, оп. 20.09.2007).

Недостатком этого раствора является недостаточно высокая адгезия получаемого цементного камня к ограничивающей поверхности.

Задачей изобретения является разработка технологичного, тампонажного раствора, цементный камень которого обладает повышенной устойчивостью к ударным нагрузкам и высокой адгезией к ограничивающим поверхностям.

Поставленная задача достигается введением в тампонажный цемент добавок.

Сущность изобретения заключается в том, что тампонажный раствор включает портландцемент, пластификатор, микрокемнезем и воду, отличающийся тем, что он содержит микрокремнезем конденсированный, в качестве пластификатора конденсированную сульфит спиртовую барду и дополнительно поливинилацетатную дисперсию, полипропиленовое волокно длиной 6-12 мм, диаметром 14-18 мкм, трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- портландцемент - 95

- микрокремнезем конденсированный - 5

- поливинилацетатная дисперсия - 0,3-0,6 сверх 100

- конденсированная сульфит спиртовая барда - 0,1-0,2 сверх 100

- трибутилфосфат - 0,1-0,2 сверх 100

- указанное полипропиленовое волокно - 0,05-0,1 сверх 100

вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известны тампонажные материалы, содержащие совокупность указанных выше компонентов в предложенном качественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого технического решения.

Достигаемый при осуществлении изобретения технический результат состоит в том, что входящие в состав тампонажного раствора компоненты в указанных количествах в совокупности повышают прочность цементного камня, улучшают его адгезионные характеристики, повышают сопротивление ударным нагрузкам.

Указанное полипропиленовое волокно обеспечивают устойчивость к образованию трещин в цементном камне за счет повышения:

- седиментационной устойчивости раствора (частицы цемента «зависают» на волокнах);

- скорости гидратации на начальном этапе твердения (снижаются внутренние нагрузки), что способствует сокращению времени между началом и концом схватывания раствора.

В результате введения в цемент (в сухом виде) этих волокон в количестве 0,05-0,1% (сверх 100%) в 1,5 раза повышается сопротивление камня удару, повышается его прочность, формируется безусадочный камень.

Содержание гидроксильных групп (-ОН) в молекулах поливинилацетатной дисперсии и продуктах ее гидролиза, собирающихся на поверхности минеральных компонентов, обеспечивает ее гидрофильность (большее сродство к воде), а значит более полную гидратацию цемента, что приводит к упрочнению структуры камня.

Добавка микрокремнезема конденсированного способствует расширению тампонажного камня, что улучшает его адгезионные характеристики.

Пластификатор конденсированная сульфит спиртовая барда позволяет получить необходимые реологию и подвижность раствора, а трибутилфосфат - гасит пену.

Из существующего уровня техники нам не известно, что данная композиция в тампонажном растворе обеспечивает в совокупности указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Тампонажный раствор готовят следующим образом. Приготавливают сухую смесь в заданном количественном соотношении из тампонажного цемента, микрокремнезема конденсированного, указанных полимерных волокон и конденсированной сульфит спиртовой барды, поливинилацетатную дисперсию и трибутилфосфат добавляют в процессе затворения смеси. Тампонажно-технологические свойства полученного тампонажного раствора представлены в таблице.

Как видно из таблицы тампонажный раствор позволяет достичь поставленной цели: цементный камень обладает более высокими по сравнению с аналогами стойкостью к ударным нагрузкам и адгезией к ограничивающим поверхностям.

Данный тампонажный раствор был испытан при креплении трех эксплуатационных нефтяных скважин на Сыморьяхском месторождении и одной эксплуатационной нефтяной скважине на Южно-Ягунском месторождении Западной Сибири.

Пример применения тампонажного раствора.

Для цементирования одной эксплуатационной колонны на Сыморьяхском месторождении (интервал цементирования 300 м), на базе цеха крепления скважин предварительно была приготовлена сухая тампонажная смесь, в составе:

- портландцемент - 11640 кг (95%);

- микрокремнезем конденсированный - 620 кг (5%);

- конденсированная сульфит спиртовая барда - 18,4 кг (0,15% сверх 100%);

- указанное полипропиленовое волокно - 7,4 кг (0,06% сверх 100%).

При водоцементном отношении 0,4 было произведено затворение смеси, поливинилацетатная дисперсия - 61,3 кг (0,5% сверх 100%) добавлялась в приготовленный тампонажный раствор в осреднительную емкость, трибутилфосфат - 18,4 кг (0,15% сверх 100%) добавлялся в раствор при затворении цемента.

После ожидания затвердевания цемента проводились стандартные геофизические исследования на предмет определения качества крепления в контактных зонах цементный камень - горная порода и цементный камень - стенки колонны, высота подъема тампонажного раствора и его однородность по плотности.

Результаты исследований по всем четырем скважинам - положительные.

Применение предложенного тампонажного раствора позволит повысить прочность контакта цемента с колонной и породой, качество разобщения пластов.

Источники информации

1. Патент РФ 2057250, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.03.1996.

2. Патент РФ 2306327, МПК С09К 8/467, опубл. 20.09.2007.