Тампонажный состав для низкотемпературных скважин

English version


Тампонажный состав для низкотемпературных скважин


Авторы патента:





Тампонажный состав для низкотемпературных скважин (RU 2425956):


Вледельцы патента:

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный аграрный университет" (RU)

Похожие патенты:

Формирование in situ в пласте твердой фазы для заканчивания скважин и разобщения пластов

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для ликвидации негерметичности обсадных колонн скважин

Способ разработки обводненных нефтяных месторождений

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с изоляцией водонасыщенных зон продуктивных пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах

Способ ликвидации нефтегазовой скважины, расположенной в акватории неглубокого водоема

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к составу цементного раствора и к способу цементирования скважин с его использованием

Способ проведения изоляционных работ в скважине и пакерное оборудование

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине

Способ изоляции притока воды в скважину

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности
Изобретение относится к способу изоляции обводненных участков нефтяного пласта и может найти применение в нефтедобывающей отрасли
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах

Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в низкотемпературных нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным материалам для проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции

Гидроструйно-механический способ снижения проницаемости стенок скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к подготовке ствола скважины к спуску эксплуатационной колонны для его цементирования
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах и может быть использовано с применением колтюбинга
Изобретение относится к отверждаемой цементирующей композиции, способу ее получения и к способу цементирования с использованием отверждаемой цементирующей композиции и может найти применение при первичном цементировании с использованием бурильных труб или при закупоривании и ликвидации скважин

Установка для приготовления тампонажного раствора при цементировании нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к установке для приготовления тампонажного раствора при цементирования нефтяных и газовых скважин, расположенных преимущественно в высокопроницаемых и поглощающих пластах, а также для их капитального ремонта

Способ изоляции водопроявляющего пласта в скважине и теплоизолированная труба для его осуществления

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции притока вод в нефтяную скважину из водоносных и высокопроницаемых пластов


Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав содержит портландцемент и жидкость затворения, включающую воду и гидросил. Дополнительно содержит соль трехвалентного катиона и сахарат кальция в форме отеков - отходов производства сахара, а в качестве солей трехвалентного катиона взяты соли алюминия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: портландцемент 59,9-64,2; соль алюминия 1,8-3,7; гидросил 3,3-5,5; сахарат кальция 1,02-4,25; вода остальное. Технический результат - увеличение прочности и адгезии цементного камня к стенкам колонны и скважины. 1 табл.


 

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин и обеспечивает увеличение прочности и адгезии цементного камня к стенкам колонны и скважины. Применение седиментационно устойчивых быстротвердеющих тампонажных растворов с образованием прочного камня особенно необходимо при установке цементных мостов для крепления низа промежуточных колонн с целью предотвращения разрушения цементного кольца и сохранения его герметичности в процессе длительных механических воздействий.

В литературе [Ашрафьян М.О. и Бортов А.В. Опыт применения высокопрочных тампонажных составов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1998. - №11. - С.25-27] известен рецепт тампонажного состава, твердеющего с образованием прочного безусадочного камня.

В качестве стабилизатора тампонажного раствора авторы используют «Сульфацел-С» водорастворимую сульфатцеллюлозу, а в качестве пластификатора - суперпластификатор С-3. Недостатком данного решения является то, что данная рецептура приемлема для цементирования скважин с температурой выше 50°С, т.к. предложенный понизитель водоотдачи является сильным замедлителем твердения цементных растворов.

Наиболее близким к заявляемому объекту является техническое решение [Ахрименко В.Е., Палий Л.В. А.С. 1818462 E21B 33/138. БИ №20, 1993] Способ получения облегченного тампонажного раствора путем затворения тампонажного цемента жидкостью затворения, содержащей сульфат натрия и модифицированный кремнезем.

Недостатком данного решения являются низкие прочностные характеристики цементного камня, т.к. данное решение за счет вводимых добавок предусматривает повышенное значение водоцементного фактора, которым регулировались реологические параметры цементного раствора.

Техническим решением поставленной задачи является повышение прочности цементного камня и его адгезии к стенкам колонны и скважины. Поставленная задача достигается тем, что тампонажный состав для низкотемпературных скважин на основе портландцемента и жидкости затворения, включающей воду и гидросил, отличающийся тем, что дополнительно содержит соль трехвалентного катиона и сахарат кальция в форме отеков - отходов производства сахара, а в качестве солей трехвалентного катиона взяты соли алюминия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Портландцемент 59,9-64,2
Соль алюминия 1,8-3,7
Гидросил 3,3-5,5
Сахарат кальция 1,02-4,25
Вода остальное

Новизна заявляемого решения заключается в том, что среди всех исследованных солей, введенных в цементный раствор в разных соотношениях с гидросилом, эффект быстрого набора прочности цементного камня наблюдается в случае солей алюминия. Сравнительные данные показывают, что при всех соотношениях гидросила с солями алюминия вяжущая система обладает повышенной скоростью структурообразования, а введенный пластификатор не разрушает образовавшуюся структуру, а лишь замедляет ее образование.

Теоретические предпосылки автора по вопросу выбора основных реагентов, обусловливающих электрохимическую стабилизацию тампонажных растворов, привели автора к использованию высокозарядных катионов совместно с гидросилом, способных удерживать не только свободную воду, но и вступать во взаимодействие со свободной известью цементного раствора. Это взаимодействие приводит к резкому повышению концентрации гидратных новообразований типа Са3[Al(ОН)6]2, что сопровождается интенсивным твердением цементного раствора.

Для регулирования реологических параметров цементных растворов, увеличения прочностных и адгезионных свойств цементного камня жидкость затворения дополнительно содержит сахараты кальция в виде отеков - отходов производства сахара.

Новизна технического решения заключается в том, что введение в цементный раствор сахаратов кальция, содержащихся в отеках, повышает растворимость исходной вяжущей системы, увеличивает число контактов срастания реагирующих компонентов цемента, что приводит к его ускоренной гидратации.

Возникшие вследствие этого новообразования располагаются в пространстве неравномерно, пронизывают всю массу гелевой структуры твердеющего цементного раствора, а мелкодисперсный гидросил кольматирует поровое пространство формирующегося цементного камня, что повышает его прочностные и адгезионные свойства.

Кроме того, сахараты кальция, содержащиеся в тампонажном растворе, при смешивании его с глинистым раствором нейтрализуют заряд мицеллы коллоидной глинистой частицы, в результате чего глинистая пленка коагулирует, а дисперсионная среда становится менее вязкой и хорошо смывается движущимся потоком цементного раствора. Очищенная поверхность обсадной колонны образует плотный контакт с затвердевшим цементным камнем.

При цементировании низкотемпературных скважин особенно необходимы быстротвердеющие тампонажные растворы, образующие в период ОЗЦ (ожидаемое время затвердевания цемента) цементный камень с высокими прочностными и адгезионными свойствами.

Прочностные свойства цементного камня (сжатие и изгиб) определяли по существующей методике, а адгезионные - с помощью прибора, представленного на чертеже.

Тампонажный раствор готовят путем смешивания портландцемента для нормальных температур с жидкостью затворения, содержащую воду, соль алюминия, гидросил и отеки.

Пример 1. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 воды (27,3%) 9,2 г (2,8%) сульфата алюминия, 18,3 г (5,5%) гидросила 12,7 г (3,8%) отеков в пересчете на сухое вещество и полученную жидкость затворения смешивают с 200 г (60,5%) портландцемента. После тщательного перемешивания с помощью высокооборотной электромешалки определяли технологические параметры раствора. Прочность цементного камня определяли после 2-суточного твердения в питьевой воде при 20±2°С. Растекаемость полученного раствора 23 см, время начала схватывания 5 ч 45 мин, конец схватывания 6 ч 15 мин. Прочность камня на изгиб в 2-суточном возрасте 4,2 МПа, на сжатие 9,38 МПа, а адгезия на отрыв металлических пластинок от затвердевшего цементного камня, определяемая с помощью прибора, представленного на чертеже, составляет 3,15 МПа.

Пример 2. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 воды (28,6%) 5,8 г (1,8%) сульфата алюминия, 12,3 г (3,9% гидросила, 6,4 г (2,0%) отеков и полученную жидкость смешивают с 200 г (63,6%) портландцемента. После тщательного перемешивания определяют технологические параметры раствора: растекаемость 21,5 см, начало схватывания 4 ч 50 мин, конец схватывания 6 ч 40 мин. Прочность на сжатие 9,32 МПа, прочность на изгиб 4,8 МПа, адгезия 2,87 МПа.

Пример 3. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 воды (27,55%) 9,2 г нитрата алюминия (2,8%), 15,7 г гидросила (4,8%), 11,8 г отеков (3,61%) и полученную жидкость смешивают с 200 г (61,2%) портландцемента, после тщательного перемешивания определяют: растекаемость тампонажного раствора 23 см, начало схватывания 5 ч 40 м, конец схватывания 7 ч 10 мин, прочность камня на изгиб в 2-суточном возрасте 5,17 МПа, прочность на сжатие 11,47 МПа и адгезия 3,08 МПа.

Пример 4. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 воды (28,9%) 5,6 г (1,8%) хлорида алюминия, 12,6 г (4,0%) гидросила и 3,2 г (1,02%) отеков. Полученную жидкость смешивают с 200 г (64,2%) портландцемента. После тщательного перемешивания растекаемость полученного цементного раствора 21,5 см, начало схватывания 5 ч 25 мин. Конец схватывания 7 ч 30 мин. Прочность на изгиб 4,53 МПа, на сжатие 12,63 МПа, адгезия 2,94 МПа.

Пример 5. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 воды (29,5%) 5 г (1,62%) сульфата алюминия, 10 г (3,2%) гидросила и 3 г (0,97%) отеков. Полученную жидкость смешивают с 200 г портландцемента. После тщательного перемешивания растекаемость полученного цементного раствора 17 см, начало схватывания 1 ч 15 мин, а конец схватывания 2 ч 40 мин. Прочность на изгиб 4,7 МПа, на сжатие 10,3 МПа, адгезия 2,37 МПа.

Пример 6. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 воды (26,9%) 10 г (2,98%) сульфата алюминия, 20 г (5,97%) гидросила и 15 г (4,5%) отеков. Полученную жидкость смешивают с 200 г портландцемента. После тщательного перемешивания растекаемость полученного раствора 23,5 см, начало схватывания этого раствора 8 ч 40 мин, Конец схватывания 9 ч 35 мин. Прочность камня на изгиб после 2-суточного твердения 2,8 МПа, прочность на сжатие 7,4 МПа, адгезия 1,12 МПа.

ПРОТОТИП. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 воды (29,6%) 5,6 г (1,8%) сульфата натрия и 7,4 г (2,4%) гидросила. Полученную жидкость смешивают с 200 г (66,0%) портландцемента. После тщательного перемешивания полученного тампонажного раствора было обнаружено, что этот раствор обладает малой растекаемостью: т.е. он был не технологичен, т.к. по указанной рецептуре получают облегченный тампонажный раствор с В/Ц больше 0,5. В связи с этим дальнейшие параметры цементного раствора и камня на его основе не определялись

Таким образом, приведенные данные показывают, что разработанный тампонажный состав для низкотемпературных скважин отличается от существующих, а камень на его основе обладает повышенной прочностью и адгезией к стенкам колонны и скважины. Следовательно, предложенный состав является новым техническим решением, направленным на повышение качества крепления нефтяных и газовых скважин.

Характеристика цементного раствора и камня в 2-суточном возрасте (Т=22°С)
ПЦ, 200 г. в % Добавка реагента, г./% Гидроксил, г./% Отеки, г./% Н2О, 90 см3, % Растекаемость, см3 Сроки схватывания ч-мин, начало/конец Прочность, МПа Сжатие/изгиб Адгезия, МПа
Al2(SO4)3
68,96 - - - 31,04 17,5 7-30/9-30 11,25/3,25 2,41
63,6 5,8/1,7 12,3/3,9 6,4/2,0 28,6 21,5 4-50/6-40 9,32/4,8 2,87
62,0 7,6/2,36 15,7/;,8 9,3/2,9 27,9 22,5 4- 5/:6-50 8,48/3,92 2,95
60,5 9,2/2,8 18,3/5,5 12,7/3,8 27,3 23,0 3-45/5,15 9,36/4,3 3,15
64,9 5/1,62 10/3,2 3/0,97 29,2 17 1-15/240 10,3/4,7 2,37
59,7 10/2,98 20/5,97 15/4,5 26,8 23,5 8-20/9-15 7,4/2,8 1,12
Al2(NO3)3
64,2 5,8/1,86 10,3/3,3 5,4/1,7 28,9 22,0 5-30/7-20 10,4/4,38 2,76
62,6 7,6/2,37 13,2/4,13 8,6/2,69 28,17 22,5 5-10/6-50 11,13/5,27 3,12
61,2 9,2/2,8 15,7/4,8 11,8/3,61 27,55 23,0 5-40/7-10 11,56/5,23 3,08
AlCl3
64,2 5,6/1,8 12,6/4,0 3,2/1,02 28,9 21,5 5-25/7-30 12,63/4,53 2,94
62,6 7,8/2,44 14,3/4,47 7,3/2,28 28,17 22,0 5-45/8-10 11,23/5,17 3,28
59,9 12,4/3,7 17,2/5,15 14,2/4,25 26,96 23,0 6-10/8-30 10,15/4-21 2,93
Прототип Na2SO4
66,0 5,6/1,8 7,4/2,4 - 29,6 16,0 Не определялись Из-за высокой вязкости

Тампонажный состав для низкотемпературных скважин на основе портландцемента и жидкости затворения, включающей воду и гидросил, отличающийся тем, что дополнительно содержит соль трехвалентного катиона и сахарат кальция в форме отеков - отходов производства сахара, а в качестве солей трехвалентного катиона взяты соли алюминия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Портландцемент 59,9-64,2
Соль алюминия 1,8-3,7
Гидросил 3,3-5,5
Сахарат кальция 1,02-4,25
Вода Остальное


 

Наверх