Гипсовая тампонажная смесь утяжеленная



Гипсовая тампонажная смесь утяжеленная
Гипсовая тампонажная смесь утяжеленная

 


Владельцы патента RU 2468058:

Лонест Холдинг Корп. (VG)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к гипсовой тампонажной смеси утяжеленной, используемой при ремонте и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода. Смесь содержит вяжущее - сульфат кальция, жидкость затворения в виде солевого раствора, добавку - отвердитель типа тонкодисперсного минерального вещества «Микродур-26RC» и регулятор технологических свойств - нитрилотриметиленфосфоновую кислоту. В качестве утяжелителя содержит сульфат бария, а в качестве регулятора технологических свойств дополнительно содержит суперпластификатор С-3 при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%:

сульфат кальция 31,6-48,7 сульфат бария 9,7-31,6 микродур 1,6-6,8 суперпластификатор С-3 0,14-0,45 нитрилотриметиленфосфоновая кислота 0,025-0,1 солевой раствор остальное

В качестве солевого раствора содержит раствор хлористого калия, или хлористого кальция, или бромистого кальция, или их смесь плотностью от 1,0 до 1,7 г/см3. Технический результат - повышение эффективности изоляции, расширение технологических возможностей смеси, увеличение срока службы тампонажной смеси. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к гипсовой тампонажной смеси утяжеленной, используемой при ремонте и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установке отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек, в том числе в интервале хемогенных отложений, вскрывших пласты с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и наличием агрессивных компонентов сероводорода H2S и углекислого газа CO2.

Известна тампонажная смесь, содержащая вяжущее, жидкость затворения, полимерную добавку (см. описание к авторскому свидетельству СССР №692982, МПК E21B 33/138, опубл. 25.10.79 г., БИ №39). В качестве вяжущего в известной тампонажной смеси использовали гипсоглиноземистый цемент, в качестве полимерной добавки полимер гипан, а в качестве жидкости затворения - водный раствор хлористого кальция (плотность 1,06-1,10 г/см3).

Известная тампонажная смесь имеет следующие недостатки:

- узкая область применения, обусловленная нестабильностью коагуляции гипана при смешении с водным раствором хлористого кальция и пластовыми водами, содержащими поливалентные металлы;

- слабая текучесть, фильтруемость в пустоты, каналы, трещины и невысокая плотность, снижающие эффективность и надежность изоляционных и ремонтных работ.

Наиболее близкой к предлагаемому решению по составу является тампонажная смесь, содержащая вяжущее, жидкость затворения в виде солевого раствора, добавку - отвердитель типа тонкодисперсного минерального вещества «Микродур-26RC» и регулятор технологических свойств - нитрилотриметиленфосфоновую кислоту НТФ (см. описание к патенту RU №2304606, МПК C09K 8/487, опубл. 20.08.2007). В качестве вяжущего известная тампонажная смесь содержит полуводный гипс.

Известная тампонажная смесь имеет следующие недостатки:

- невысокая плотность вяжущего вещества (гипса) снижает технологические характеристики, сужает область применения и ограничивает ее использование при строительстве, ремонте или ликвидации скважины, где устанавливаются изоляционные мосты и флюидоупорные экраны, т.к. технические условия требуют применения тампонажных растворов, равных по плотности окружающим породам, в том числе и солевым отложениям;

- недостаточная устойчивость при контакте со свободной водой, т.к. гипс в чистом виде имеет некоторую растворимость, равную 2,5 г/л (при t до 100°C).

Технической задачей изобретения является расширение технологических возможностей тампонажной смеси за счет повышения ее плотности и растекаемости, а также долговечности и флюидоупорности тампонажного камня при контакте его с водой в условиях проявлений сероводорода.

Технический результат направлен на создание утяжеленной гипсовой тампонажной смеси с высокой устойчивостью к разрушению сформированного из тампонажного раствора камня при контакте с водой, придания ему свойств водо-, соле-, сероводородостойкого элемента плотностью, равной среднеокружающей плотности горных, в том числе и солевых, пород в пределах 2,2-2,4 г/см3, вскрытых скважиной, с возможностью обладать низкой газопроницаемостью и не иметь трещин и флюидопроводящих каналов, что позволит надежно цементировать обсадные колонны и устанавливать отсекающие мосты, флюидонепроницаемые покрышки и экраны в скважинах с проявлениями сероводорода, рапы.

Техническая задача решается тем, что гипсовая тампонажная смесь утяжеленная содержит вяжущее - сульфат кальция, жидкость затворения в виде солевого раствора, добавку - отвердитель в виде тонкодисперсного минерального вещества «Микродур-26RC» и регулятор технологических свойств - нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, при этом она в качестве утяжелителя содержит сульфат бария, а в качестве регулятора технологических свойств дополнительно содержит суперпластификатор C-3 при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%:

сульфат кальция 31,6-48,7
сульфат бария 9,7-31,6
микродур 1,6-6,8
суперпластификатор C-3 0,14-0,45
нитрилотриметиленфосфоновая кислота 0,025-0,1
солевой раствор остальное

Утяжеленная гипсовая тампонажная смесь в качестве регулятора технологических свойств дополнительно содержит суперпластификатор C-3 в количестве 0,14-0,45. Добавка суперпластификатора C-3 в смесь менее 0,14 снижает пластичность тампонажного раствора, а увеличение добавки более 0,45 снижает седиментационную устойчивость раствора.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в гипсовой тампонажной смеси утяжеленной дополнительно используется солевой компонент активной «сильной» серной кислоты - сульфат бария и суперпластификатор C-3, что позволяет придать ей водо-, соле-, сероводородостойкие свойства и получить седиментационно-устойчивую систему высокой плотности, равной плотности окружающих солевых пород, с дальнейшим формированием солесероводородостойкого камня с неизменяемым объемом в течение длительного времени.

Утяжеленная гипсовая тампонажная смесь в качестве утяжелителя содержит сульфат бария в количестве 9,7-31,6. Добавка сульфата бария в смесь менее 9,7 не позволяет достичь необходимой технологической плотности, а увеличение добавки более 31,6 приводит к непрокачиваемости раствора.

Утяжеленная гипсовая тампонажная смесь в качестве регулятора технологических свойств содержит НТФ - 0,025-0,1. Добавка НТФ в смесь менее 0,025 резко снижает время прокачиваемости тампонажного раствора, а увеличение добавки более 0,1 приводит к длительному несхватыванию раствора.

Утяжеленная гипсовая тампонажная смесь в качестве структурообразователя содержит сульфат кальция (гипс CaSO4·0.5H2O) 31,6-48,7. Добавка сульфата кальция в смесь менее 31,6 снижает солевую и сероводородную стойкость тампонажного камня, а увеличение добавки более 48,7 резко уменьшает время прокачиваемости раствора.

Использование в качестве структурообразователя тонкодисперсного вяжущего «Микродур» - 1,6-6,8, позволяет полнее связать воду и уплотнить структуру камня и тем самым обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность. Технология изготовления особо тонкого «Микродура» разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA-BAVGmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff» и защищена Европейским патентом. Это обусловлено и тем, что тонкодисперсные вяжущие способны связывать воду во много раз больше, чем цементы, водотвердое отношение которых может достигать 3,0-5,0 против 0,3-0,5 обычных вяжущих. Добавка «Микродура» в смесь менее 1,6 не обеспечивает флюидоупорность камня, а увеличение добавки более 6,8 снижает коррозионную стойкость тампонажного камня.

В предлагаемой гипсовой тампонажной смеси утяжеленной в качестве солевого раствора используют раствор хлористого натрия, калия, или хлористого кальция, или бромистого кальция, или их смесь плотностью от 1,0 до 1,7 г/см3. В интервалах соленосных отложений и рапоносных горизонтов используется засолоненный тампонажный раствор, приготовленный на химически совместимых с горной породой рассолах, с возможностью исключения обменных процессов, ведущих к разрушению камня тампонажной основы. При наличии в разрезе горных пород пресных или слабоминерализованных вод используют жидкости затворения плотностью 1,0-1,06 г/см3, минерализованных и сильноминерализованных 1,06-1,20 г/см3, а при наличии пластов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) до 1,7 г/см3. Это позволяет избежать проникновение пластовых флюидов в структуру камня на стадии его твердения и образование каналов фильтрации и тем самым предотвратить межколонное давление (МКД) и межпластовые перетоки (МГШ), при этом камень обладает низкой газопроницаемостью, отсутствием трещин и каналов и имеет плотность до 2,2-2,4 г/см3, обеспечивающую противодавление на пласты и стенки ствола скважины, аналогичное горному давлению.

Приготовление гипсовой тампонажной смеси утяжеленной осуществляют двумя способами:

- централизованно в цехе сухих тампонажных композиций с использованием известных смесительных камер;

- непосредственно на скважине.

По первому способу приготовленную гомогенную смесь подают в цементовозы или в бункеры цементно-смесительных машин или расфасовывают в герметичные упаковки весом 25-40 кг. Затем смесь любым видом транспорта доставляют на скважину, где из нее приготавливают тампонажный раствор.

По второму способу тампонажный раствор готовят на скважине обычным способом с применением глиномешалки или агрегатно-смесительной машины, например, АСМ-25 (УСО-20), в которые последовательно вводят компоненты: вода, соль (для приготовления рассола), регуляторы технологических свойств, Микродур, сульфат бария, сульфат кальция.

Определение основных свойств раствора и камня проводят в соответствии с ГОСТ 1581-96 «Цементы тампонажные» и ГОСТ 26798.1-96 «Методы испытаний».

Определение плотности, растекаемости, водоотделения проводят при 25°C и атмосферном давлении. Для условий умеренных температур испытания проводят при 75°C и атмосферном давлении. Для условий АВПД при режимах температур до 90-100°C и давлении 40-60 МПа.

Растекаемость определяют по конусу АзНИИ, плотность пикнометром, водоотделение в мерном цилиндре, время загустевания на консистометрах ZM-1002 и КЦ-3, пределы прочности на сжатие на испытательном стенде (Модель 4207D - CHANDLER), газопроницаемость на приборе GFS-830-SS - CHANDLER.

Результаты испытания приведены в таблице «Составы и свойства тампонажных растворов».

Пример

Для приготовления гипсовой тампонажной смеси утяжеленной (см. состав 21) в рассол плотностью 1,5 г/см3 весом 337,6 г, последовательно перемешивая, добавляют 0,7 г НТФ, 3,4 г суперпластификатора C-3, 50,6 г Микродура, 33,7 г гипса, 270,1 г барита. Состав перемешивают 3 мин, после чего определяют плотность, растекаемость, прокачиваемость при температуре 25°C и атмосферном давлении.

При повторном приготовлении определяют прокачиваемость при температуре 90°C и давлении 40 МПа, затем заливают формы для формирования образцов при испытании на прочность через 72 часа твердения, при испытании на проницаемость через 5 суток твердения.

Плотность раствора 2,32 г/см3, растекаемость 19 см, прокачиваемость при 25°C 2 ч 10 мин, прокачиваемость на КЦ-3 7 ч, прочность на сжатие 2,0 МПа, проницаемость менее 0,005 мкм.

Использование предлагаемой гипсовой тампонажной смеси утяжеленной позволяет:

- расширить технологические возможности тампонажной смеси и область ее применения за счет повышенной плотности, обеспечивающей необходимое давление, аналогичное горному, и растекаемости смеси, обеспечивающей повышенную подвижность смеси в начальный период;

- повысить эффективность и надежность проводимых изоляционных и ремонтных работ за счет повышенной флюидоупорности, водо-, соле-, сероводородостойкости и долговечности получаемого тампонажного камня.

Экономический эффект от использования предлагаемой гипсовой тампонажной смеси утяжеленной будет определяться снижением межремонтного периода и увеличением срока службы тампонажной смеси.

1. Гипсовая тампонажная смесь утяжеленная, содержащая вяжущее - сульфат кальция, жидкость затворения в виде солевого раствора, добавку - отвердитель типа тонкодисперсного минерального вещества «Микродур-26RC» и регулятор технологических свойств - нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, отличающаяся тем, что она в качестве утяжелителя содержит сульфат бария, а в качестве регулятора технологических свойств дополнительно содержит суперпластификатор С-3 при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%:

сульфат кальция 31,6-48,7
сульфат бария 9,7-31,6
микродур 1,6-6,8
суперпластификатор С-3 0,14-0,45
нитрилотриметиленфосфоновая кислота 0,025-0,1
солевой раствор остальное

2. Утяжеленная гипсовая тампонажная смесь по п.1, отличающаяся тем, что в качестве солевого раствора содержит раствор хлористого калия, или хлористого кальция, или бромистого кальция, или их смесь, плотностью от 1,0 до 1,7 г/см3.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам и составам на водной основе, используемым преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к противоадгезионным добавкам к буровым растворам на водной основе для предупреждения сальникообразования при разбуривании пластичных горных пород.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способу крепления призабойной зоны пласта, создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин, и может применяться для регулирования разработки нефтяных месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления.

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способу крепления призабойной зоны пласта, создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин, и может применяться для регулирования разработки нефтяных месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составу для снижения вязкости нефти и повышения нефтеотдачи пластов в условиях низкотемпературного нефтяного пласта с применением микроорганизмов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составу для снижения вязкости нефти и повышения нефтеотдачи пластов в условиях низкотемпературного нефтяного пласта с применением микроорганизмов.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для приготовления составов композиций, предназначенных для обработки скважин и трубопроводов при добыче и транспорте природных и попутных газов и нефти с предотвращением гидратных и парафиновых отложений - ГПО и коррозии
Изобретение относится к композиции для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой, на основе нитрата карбамида с повышенной растворимостью в воде

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к водоизоляционным составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающие скважины и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности
Изобретение относится к привитым сополимерам, применяемым в строительной химии в качестве добавок, снижающих водоотдачу

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин с повышенным пластовым давлением перед проведением капитального ремонта при низких климатических температурах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности
Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением - АНПД, а именно к облегченным тампонажным смесям с высокими изолирующими свойствами
Наверх