Низкопроницаемые системы цемента для области применения нагнетания водяного пара



Низкопроницаемые системы цемента для области применения нагнетания водяного пара
Низкопроницаемые системы цемента для области применения нагнетания водяного пара
Низкопроницаемые системы цемента для области применения нагнетания водяного пара

 


Владельцы патента RU 2475623:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Предложенное изобретение может найти применение при цементировании скважин. Технический результат - улучшение эксплуатационных характеристик цемента по проницаемости. Способ закупоривания пористости цементной матрицы в скважине включает закачивание в скважину цементного раствора, содержащего воск, характеризующийся температурой стеклования, меньшей, чем 150°С, схватывание цемента в скважине, нагревание цемента до температуры, большей, чем температура стеклования воска, и охлаждение цемента для того, чтобы воск затвердел. Для нагревания цемента может быть использована операция нагнетания водяного пара в скважину. Используемый воск представляет собой эмульсию полиэтиленового воска, эмульсию полипропиленового воска, эмульсию карнаубского воска или эмульсию чешуйчатого воска. 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

 

Область техники

Данное изобретение относится к добавке к цементу, предназначенной для использования при цементировании нефтяных скважин и тому подобного, в частности, изобретение относится к полимеру, характеризующемуся низким значением температуры стеклования Tg, в качестве закупоривающего агента для композиции цемента.

Уровень техники

При проведении обычной операции цементирования скважины на поверхности земли получают цементный раствор, который закачивают в скважину для заполнения кольцевого пространства между обсадной колонной и стенкой ствола буровой скважины, что обеспечивает создание разобщения пластов и механической опоры. Возрастает интерес к добыче тяжелой нефти вследствие существования огромных запасов тяжелой нефти, в то время как запасы легкой нефти уменьшаются. Одним из основных средств добычи тяжелых нефтей являются тепловые способы разработки скважин. Тепловые способы работают в результате увеличения температуры нефти, что будет уменьшать вязкость нефти. Одним из основных использующихся тепловых способов является нагнетание водяного пара. Однако одна из проблем при разобщении пластов заключается в проницаемости цемента после проведения операций нагнетания водяного пара. При первоначальном схватывании цемент может обеспечить получение хорошей герметизации, однако, изменения давления и температуры во время неоднократного повторения методик нагнетания водяного пара могут привести к возникновению напряжений и оказать воздействие на целостность цемента.

Системы, использующиеся в такой области, обычно представляют собой широко использующийся цемент с малой плотностью, который становится высокопроницаемым после проведения нескольких циклов нагнетания водяного пара. Обычно в цементной оболочке достигаются температуры, равные приблизительно 300ºС, и в общем случае схватившийся цемент после регулярного проведения нагнетания водяного пара будет утрачивать прочность и приобретать проницаемость. Это может привести к утрате разобщения пластов и вызвать образование полостей в обсадной колонне и/или утечку водяного пара. Как таковая продолжительность срока службы скважин, разрабатываемых тепловыми способами, под действием всех данных напряжений, которые испытывает цемент, укорачивается.

Зачастую вследствие слабосцементированных и неконсолидированных пластов в таких скважинах возникают проблемы с поглощением бурового раствора пластом, и поэтому требуются системы цемента с малой плотностью, однако, это невыгодно с точки зрения свойств схватившегося цемента. Поскольку водопроницаемость схватившегося цемента обратно пропорциональна плотности обычно использующегося цемента. Скважины по добыче тяжелой нефти, разрабатываемые тепловыми способами, в основном относятся к рынкам нижнего яруса, где ключевым моментом обеспечения конкурентоспособности является низкая стоимость цементного раствора.

Одна разработанная система цемента FlexSTONE (Schlumberger) в сопоставлении с обычными цементами сохраняет высокие значения пределов прочности при сжатии и растяжении и используется при проведении операций нагнетания водяного пара в пласт. Однако проницаемость цемента все еще является проблемой при 300ºС.

Поэтому цель изобретения заключается в предложении рентабельной добавки для улучшения долговременных эксплуатационных характеристик схватившегося цемента по проницаемости.

Описание изобретения

Первый аспект изобретения включает композицию цементного раствора, содержащую полимерный закупоривающий агент, характеризующийся низким значением Tg.

Полимер может характеризоваться значением Tg, меньшим чем 150ºС. Наличие низкого значения Tg обозначает то, что полимер будет плавиться при температурах, достигаемых во время проведения операций теплового воздействия в скважине, и перетекать в поры цементной матрицы.

Предпочтительно полимером в композиции цементного раствора является воск. В предпочтительной композиции полимер представляет собой эмульсию полиэтиленового воска, эмульсию полипропиленового воска, эмульсию карнаубского воска или эмульсию чешуйчатого воска. Воски представляют собой рентабельную добавку, которая может быть использована.

Композиция цементного раствора может представлять собой цемент с малой плотностью.

Второй аспект изобретения включает способ закупоривания пористости цементной матрицы в скважине, включающий закачивание в скважину цементного раствора, соответствующего любой из предшествующих позиций; схватывание цемента в скважине; нагревание цемента до температуры, большей, чем значение Tg добавки; и охлаждение цемента для того, чтобы добавка затвердела.

Предпочтительно способ включает проведение операции нагнетания водяного пара для нагревания цемента.

Способ уменьшения проницаемости композиции цемента в скважине, включающий добавление к цементному раствору полимера, характеризующегося низким значением Tg; и закачивание цементного раствора в скважину.

Краткое описание чертежей

фиг.1 демонстрирует диапазон размеров для твердых частиц и пор в гидратированном цементном тесте;

фиг.2 демонстрирует полученный по методу СЭМ снимок капиллярных пор в цементном камне; и

Фиг.3 демонстрирует график зависимости диаметра пор (нм) от объема пенетрации (см3/г).

Вариант (варианты) реализации изобретения

При гидратировании цемента образуются сообщающиеся друг с другом поры различных размеров, как это продемонстрировано на фиг.1. Поры в цементной матрице образуются зазорами между частицами слоев C-S-H 1, капиллярными полостями 2, гексагональными кристаллами Са(ОН)2 или низкосульфатной формы в цементном тесте 3, агрегатами частиц C-S-H 4, захваченными воздушными пузырьками 5, захваченными воздушными полостями 6. Поры могут быть разделены на макропоры, капиллярные поры и гелевые поры. Межслоевые зазоры между C-S-H (гелевые поры) обычно имеют объем, равный приблизительно 28% от объема геля, и размеры в диапазоне от нескольких долей нм до нескольких нм. Данные типы пор не оказывают влияния на долговечность материала, поскольку они слишком малы для обеспечения значительной степени транспортирования агрессивных веществ. Капиллярные поры представляют собой полости, не заполненные твердыми продуктами гидратации цементного камня. Фиг.2 демонстрирует цемент, состоящий из микрокапилляров между кристаллами пластинчатой формы, также виден и макрокапилляр. Капиллярные поры обычно имеют размеры в диапазоне от 10 нм до 1 микрона в зависимости от времени отверждения и от соотношения между количествами воды и цемента. Фиг.3 демонстрирует зависимость диаметра пор от объема пенетрации. Капиллярные поры определяют долговечность материала. Для предотвращения межпластового перетока водопроницаемость не должна превышать 0,1 мД. Поэтому изобретение предусматривает цементные растворы, содержащие твердые частицы, которые будут заполнять макропоры и при плавлении могут перетекать через меньшие поры, уменьшая сообщение пор друг с другом и поэтому проницаемость цемента.

В цементный раствор вводят твердые частицы добавки. Частицы имеют размер, который делает возможным вхождение частиц в макропоры при гидратации цемента, после этого при увеличении температуры до величины, превышающей температуру плавления данных частиц (во время нагнетания водяного пара), расплавленная текучая среда будет протекать через меньшие поры, уменьшая сообщение пор друг с другом.

В случае температуры пласта, большей, чем значение Tg полимера, так как во время проведения операции нагнетания водяного пара полимер будет плавиться. Сразу по завершении нагнетания водяного пара температура будет уменьшаться, и органическая добавка будет затвердевать. Сразу после плавления полимера он будет способен перетекать через цементную матрицу благодаря увеличению подвижности полимера и закупоривать микропористость цемента. Пластовые флюиды сначала будут блокироваться жидким состоянием полимера во время проведения операции нагнетания водяного пара, а после этого повторно затвердевшим полимером сразу после прекращения реализации теплового способа разработки скважины и охлаждения цементной матрицы. Водопроницаемость схватившегося цемента будет уменьшаться вследствие формирования пробок в сообщающейся пористости. Для обеспечения эффективности и сохранения низкой проницаемости цемента требуется закупорить только некоторые различные области в сообщающейся пористости.

Добавкой могут являться продукты, такие как D600 (стирол-бутадиеновый латекс), D700, D181 (полипропилен) или воска. Предпочтительными продуктами являются эмульсии восков на водной основе, поскольку они характеризуются высоким уровнем содержания твердого вещества для маловязкой текучей среды, такой как в случае латекса, но в противоположность латексу не будут образовывать пленку во время гидратации цемента. Воски также являются рентабельными с точки зрения затрат. Предпочтительные продукты включают:

Материал Торговое наименование Размер частиц Температура плавления
Эмульсия полиэтиленового воска Michem® Emulsion 39235 0,35 мкм 139ºС
Эмульсия полипропиленового воска Michem® Emulsion 43040 0,45 мкм 157ºС
Эмульсия карнаубского воска Michem® Emulsion 67135 0,150 мкм 82ºС
Эмульсия чешуйчатого воска Michem® Emulsion 70750.Е 0,500 мкм 50ºС

Примеры

Используют систему для определения водопроницаемости, работающую при приблизительно 60-70ºС. Выбирают кандидаты полимерных добавок, характеризующиеся значением Tg, равным приблизительно 40-50ºС. Получают три системы тяжелая нефть-цемент:

1. Эталонная система:

13,3 фунта на баррель (2,85 кг/м3) вместе с классом А

40% BWOC D066 (кварцевая мука)

D047 (пеногаситель - полипропиленгликоль)

0,2% BWOC D065 (диспергатор TIC)

2% BWOC D020 (наполнитель - бентонит)

Данную рецептуру обозначают как «тепловой способ при 40% в Канаде».

2. Тепловой способ при 40% вместе с 2 галлон/мешок (7,57 дм3/мешок) эмульсии чешуйчатого воска (Michem® Emulsion 7050, 0,5-микронное синтетическое стекловолокно = 52%, температура плавления 50ºС):

1% D020 (наполнитель - бентонит)

0,7% D065 (диспергатор TIC)

0,05 галлона (3,79 дм3) на мешок D175 (противовспенивающая добавка).

3. 12,75 фунта на галлон (0,1198 кг/дм3) суспензии вместе с эмульсией нефти и воды - синтетическим стекловолокном представляют собой 30% цемента класса А вместе с 40% BWOC D066 (кварцевая мука)

28% (об.) суспензии нефти

42% (об.) суспензии воды

2,5% (масс.) D701 (добавка, регулирующая газовыделение) при расчете на массу нефти

несколькими граммами D065 (диспергатор TIC).

Получение образца

Образец перемешивают, и он претерпевает первое отверждение в течение 1 недели при 40ºС. Из каждой системы извлекают несколько кернов длиной в 2 дюйма (50,8 мм)/диаметром в 1 дюйм (25,4 мм). После этого образцы подвергают отверждению при 275ºС (525ºF) в течение 6 часов. Максимальные температуры выдерживают в течение 45 часов, а после этого проводят осторожное охлаждение.

Время отверждения при 275ºС повторяют в течение 1 недели, а после этого образцы осторожно охлаждают. Это обеспечивает достаточное ухудшение характеристик для эталонной системы (проницаемость >0/1 мД).

Измерения водопроницаемости для трех образцов проводят при комнатной температуре и при более чем 60ºС (>температуры плавления для эмульсии воска) и при 140ºС для эталонной и восковой систем.

Результаты

Обозначение образца Удельная проницаемость, мД Описание керна
Три образца цементных пробок с диаметром в 1'' (25,4 мм), измерения при комнатной температуре
Эталон 0,184 Средний серый цвет, мелкосредняя пятнистая текстура, хорошая пробка
Воск 0,205 Средний серый цвет, мелкосредняя пятнистая текстура, хорошая пробка
Эмульсия нефти 0,715 Серый цвет, мелкосредняя пятнистая текстура, хорошая пробка
Два образца цементных пробок с диаметром в 1'' (25,4 мм), измерения при 140ºС
Эталон 0,236 Средний серый цвет, мелкосредняя пятнистая текстура, хорошая пробка
Воск 0,092 Средний серый цвет, мелкосредняя пятнистая текстура, хорошая пробка

Испытания на раздавливание после отверждения - 1 цилиндр/система

1. Эталон = 3200 фунт/дюйм2 (22100 кПа)

2. Воск = 1900 фунт/дюйм2 (13100 кПа)

3. Эмульсия нефти = 1800 фунт/дюйм2 (12400 кПа)

После раздавливания в матрице системы 2 наблюдали пурпурную/голубую окраску.

Хотя в испытании на реологию/текучесть капли нефти в случае «эмульсии нефти» и выступают в роли мелких частиц, они не блокируют водопроницаемость. Между восковой и эталонной системами ожидается соотношение 5, которое подтверждает возможность использования воска в качестве добавки для закупоривания пустот в цементе.

Водопроницаемости подобны при комнатной температуре (0,18 и 0,20 мД). Это ожидается, и данное значение согласуется с наполненной системой.

При 140ºС водопроницаемости между эталонной и восковой системами больше уже не подобны. Восковая система характеризуется меньшей водопроницаемостью в сопоставлении с эталонной системой - 0,09 против 0,236 мД. Водопроницаемость восковой системы при 140ºС является меньшей, чем при комнатной температуре, - 0,09 против 0,205 мД.

Как можно видеть из сравнительных измерений водопроницаемости, расплавленный полимер обладает способностью уменьшать сообщающуюся пористость цементной матрицы. На подвижность расплавленного полимера влияние также будут оказывать и концентрация, молекулярная масса и размер частиц.

1. Способ закупоривания пористости цементной матрицы в скважине, включающий закачивание в скважину цементного раствора, содержащего воск, характеризующийся температурой стеклования, меньшей, чем 150°С, схватывание цемента в скважине, нагревание цемента до температуры, большей, чем температура стеклования воска и охлаждение цемента для того, чтобы воск затвердел.

2. Способ по п.1, включающий проведение операции нагнетания водяного пара для нагревания цемента.

3. Способ по п.1, где воск представляет собой эмульсию полиэтиленового воска, эмульсию полипропиленового воска, эмульсию карнаубского воска или эмульсию чешуйчатого воска.

4. Способ по любому предшествующему пункту, где цементом является цемент с малой плотностью.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти и битума. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности обсадных колонн с большой приемистостью в интервале негерметичности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подтянувшимся к забою и перекрывшим нижние отверстия интервала перфорации конусом пластовых вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подошвенными пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше нижних отверстий интервала перфорации.
Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации обводненной нефтяной залежи, для интенсификации работы добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно - к способам установки цементных мостов для забуривания новых стволов скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к основе отверждаемого тампонажного раствора, используемого для заполнения внутреннего объема открытого и обсаженного ствола скважины между ликвидационными мостами, тампонажными флюидоупорными покрышками и экранами в процессе ликвидации скважин, а также при изоляции продуктивных горизонтов и длительной консервации скважин в пластах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и наличием в продукции агрессивных компонентов сероводорода и углекислого газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных пластовыми водами с подъемом ГВК выше середины интервала перфорации.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта. .

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к буферным жидкостям, используемым при герметизации скважин подземных резервуаров в каменной соли.

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин.

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности, к тампонажным смесям, предназначенным для изоляции зон интенсивного (полного) поглощения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД.

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. .

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта
Наверх