безводный тампонажный раствор

Формула изобретения

Тампонажный состав, содержащий вяжущее и углеводородную жидкость, модифицированную ПАВ, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости, модифицированной ПАВ, применяется углеводородная жидкость «ДС БТРУО», а в качестве вяжущего содержит портландцементные тампонажные смеси: цементная смесь БТРУО «Стандарт» с удельной поверхностью не менее 300,0 м²/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м²/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м²/кг, соответственно, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО», маслорастворимый полимер, в качестве которого используют 20%-ные растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30 и тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель, в качестве которого используются микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый 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%-ные 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

Описание изобретения к патенту

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.

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/см³ - 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.

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 м²/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м²/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м²/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).

- 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 м²/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.

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/см³, 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%;

- показатель стабильности состава должен быть не более 20 кг/м³;

- иметь минимально-возможную пластическую вязкость ( 60 МПа·с);

- обладать низкими фильтрационными потерями (Ф<200 мл/30 мин);

- показатель динамического напряжения сдвига должен находиться в пределах 2 ₀ 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/см3		Пластическая вязкость, мПа·с	ДНС, мПа·с	Фильтратоотдача, см3/30 мин	Стабильность, кг/м3	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