Тампонажний розчин

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности, к тампонажным растворам, применяемым при цементировании обсадных колонн в глубоких скважинах. Известны тампонажные составы, включающие, кроме минерального вяжущего и воды, полиакрилаты и соли нитрогуминовых кислот или их производных, например натриевую соль конденсированной нитрогуминовой кислоты в количестве 1-10% от массы вяжущего [Авт.св. № 250802]. Однако тампонажные растворы такого состава весьма дороги, а органические добавки крайне дефицитны. При их введении параллельно с замедлением схватывания ухудшаются реологические параметры раствора и физико-механические характеристики затвердевшего камня. Из описанных в литературе тампонажных составов наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому составу является тампонажный раствор, который содержит в качестве пластификатора салициловый альдегид и диметилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: [Авт.св. СССР №1125359]. Недостатком данного состава является дефицитность компонентов пластификатора (салициловый альдегид на Украине не изготовляется) их высокая стоимость. Такая добавка позволяет получать только утяжеленные тампонажные растворы, отличающиеся замедленным набором прочности в начальные сроки твердения, что ограничивает его применение в температурном диапазоне ниже 75°С. Кроме того, применение портландцемента (ПЦГ) при температурах свыше 100°С не допустимо. Задачей изобретения является повышение подвижности, увеличение сроков схватывания раствора, повышение прочности и снижение проницаемости камня. Для достижения указанной задачи в качестве пластификатора применяется конденсированный лигносульфонат технический модифицированный (КЛСТ-М) ТУЦ 41-Украи-на 5804046-193-92 (см.табл. 1) при следующих соотношениях компонентов, мас.%: Для достижения стабильности в тампо-нажный раствор добавляется 0,5-1,0 мас.% полиэтиленгликоля, например ПЭГ-115. Использование КЛСТ-М в качестве пластификатора позволяет в отличие от прототипа, получить тампонажные растворы с широким диапазоном изменения плотности: от облегченных до утяжеленных, имеющие высокую подвижность и увеличенные сроки схватывания, повысить прочностные показатели и снизить проницаемость камня в ранние сроки твердения, расширить термический диапазон применения (20160°С). Использование полиэтиленгликоля позволяет повысить стабильность тампонажного раствора. Новый тампонажный раствор был опробован в лабораторных условиях в термическом интервале 20160°С на основе вяжущих различных типов: портландцемент для нормальных температур, портландцемент для умеренных температур, портландцемент для умеренных температур с активной минеральной добавкой, например золой Кураховской ГРЭС. За базу сравнения принимали тампонажный раствор по прототипу. Замерялись параметры тампонажного раствора и камня (плотность, подвижность, водоотделение, сроки схватывания, механическая прочность, газопроницаемость). Пример 1. Берется 308 г (30,8 мас.% от общей массы раствора) пресной воды. В воду помешивая добавляют 5 г (0,5 мас.%) КЛСТ-М. Затем в жидкость затворения вводят - 687 (68,7 мае. %) портландцемента для нормальных температур и тщательно перемешивают. Полученный тампонажный раствор имеет r =1920 кг/м3, подвижность -0,22 м, водоотделение - 2%, при t - 20°С и р - 0,1 МПа, начало схватывания 7 ч 30 мин, конец схватывания - 9 ч 55 мин, прочность изгиб/сжатие через 24 часа 4,0/6,9 МПа, газопроницаемость - 2,4 х 10-3 мкм2. Пример 2. Берется 252 г (25,2 мас.%) пресной воды. В воду, помешивая, добавляют 10 г (1,0 мас.%) и 5 г (0,5 мас.%) ПЭГ-115. Затем в жидкость затворения вводят 733 г (73,3 мас.%) портландцемента для умеренных температур и тщательно перемешивают. Полученный тампонажный раствор имеет r= 2050 кг/м3, подвижность - 0,20 м, водоотделение - 0%, при t = 75°С и Р - 30 МПа, начало схватывания - 3-35 час/мин, конец схватывания - 4-35 час/мин, прочность при изгибе и сжатии через 24 часа - 5,6/8,4 МПа, газопроницаемость - 0,9 мкм-2 х 10-3. Пример 3. Берется 308 г (30,8 мас.%) пресной воды. В воду помешивая добавляют 20 г (2,0 мас.%) КЛСТМ и 10 г (1,0 мас.%) ПЭГ-115, затем в жидкость затворения вводят 662 г(66,2 мас.%)смеси портландцемента для умеренных температур с золой-уноса Кураховской ГРЭС-50:50 и тщательно перемешивают. Полученный тампонажный раствор имеет r = 1710 кг/м3, подвижность -0,24 м, водоотделение - 3%, при t= 120°C и Р = 50 МПа, начало схватывания - 2-40 час-мин, конец схватывания - 4-20 час-мин, прочность при изгибе и сжатии через 24 час (т. - 160°С и Р = 50 МПа) - 10,1/13,0 МПа, газопроницаемость - 0,9 мкм х 10-3. Остальные данные лабораторных исследований тампонажного раствора приведены в табл. 2 и 3. Компоненты взяты в весовых процентах от общей массы тампонажного раствора. Из табл. 3 видно, что введение пластификатора приводит к комплексному его действию на параметры тампонажного раствора и камня: повышается подвижность, что позволяет снизить водосодержание состава, увеличиваются сроки схватывания, повышается прочность и снижается проницаемость камня. Оптимальная добавка КЛСТ-М находится в пределах 0,5-2,0 мас.% и при дальнейшем увеличении ее количества пластические свойства и сроки схватывания тампонажного состава меняются незначительно. Введение стабилизатора позволяет уменьшить водоотделение тампонажного раствора. Оптимальная добавка ПЭГ-115 находится в пределах 0,5-1,0 мас.%, при дальнейшем увеличении его количества стабильность раствора практически не меняется. Предложенный тампонажний раствор имеет сроки схватывания достаточные для закачивания в глубокие нефтяные и газовые скважины. Камень из него имеет высокие прочностные характеристики и низкую проницаемость. Таким образом, предложенный тампонажный состав обладает высокими технологическими свойствами, что позволяет качественно цементировать глубокие нефтяные и газовые скважины в широком температурном диапазоне.