Тампонажный раствор избирательного действия



Тампонажный раствор избирательного действия
Тампонажный раствор избирательного действия

 


Владельцы патента RU 2491314:

Лонест Холдинг Корп. (VG)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газонефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов. Техническим результатом изобретения является расширение области применения и повышение надежности и эффективности тампонажных работ за счет улучшения технологических возможностей тампонажного раствора и повышенной фильтрующей способности в низкопроницаемые коллектора, микрозазоры и микротрещины. Тампонажный раствор избирательного действия содержит, масс.%: тонкомолотый цемент Микродур 33,83-36,96, углеводородный носитель - дизельное топливо 57,51-62,84, деэмульгатор - сепарол 0,20-2,35, активизатор твердения сульфат алюминия или сульфат железа, или карбонат калия 0-8,22. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газонефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Известен состав для изоляции водоперетоков (В.С.Данюшевский и др. «Справочное руководство по тампонажным материалам». - М.: «Недра», 1987, стр.187), являющийся соляроцементной смесью, состоящей из цемента, дизельного топлива - 30-50%, ПАВ (крезола) - 0,5-1,0% и порошкообразного ускорителя (кальцинированная сода) - 6% Смесь можно получить путем частичной или полной замены цемента гипсом.

Недостатками данной смеси являются:

- невысокая прочность образуемого цементного камня;

- слабое замещение дизельного топлива водой.

Известен состав для селективной изоляции обводненных зон пласта по Ав.Св. СССР №857450 при следующем соотношении компонентов, вес.%:

полимер из группы полиолефинов 40-70, полуводный сернокислый кальций 30-60.

Недостатками данного состава является:

узкая область использования и низкая эффективность изоляционных работ, обусловленные:

- недостаточно высокой проникающей способностью в каналы и поры изолирующего пласта из-за неудовлетворительных реологических свойств;

- невысокой седиментационной устойчивостью и прочностью создаваемой водоупорной перегородки.

Наиболее близкий по технологической сущности является тампонажный раствор «НЦР ХИМЕКО-ВМН» по патенту RU №2357999 при следующем содержании компонентов, масс.%: гидравлическое вяжущее - 70-85, поверхностно-активное вещество - ПАВ «АБР» - 0,1-0,2, ПАВ «Нефтенол ВКС-Н» - 0,1-0,3, углеводородная фаза - остальное. В качестве гидравлического вяжущего могут быть использованы тампонажный, портландцемент - ПЦТ-1, ПЦТ-2, гипс строительный. В качестве углеводородной фазы могут быть применены: дизельное топливо, очищенная (безводная) нефть, газоконденсат.

Недостатками данного тампонажного раствора являются:

- узкая область использования, обусловленная ограниченной проникающей способностью в низкопроницаемые коллекторы, что вытекает из соотношения гидравлического вяжущего и углеводородной фазы 70-85/30-15, табличных данных по плотности, растекаемости. Указанное соотношение и данные таблицы показывают, что использовано вяжущее с удельной поверхностью ~300 м2/кг, что ориентировочно соответствует размерам частиц 25-60 микрон, которые в низкопроницаемые коллекторы закачать невозможно;

- образование эмульсии при контакте с пластовыми водами.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является расширение области применения и повышение надежности и эффективности тампонажных работ за счет улучшения технологических возможностей тампонажного раствора и повышенной фильтрующей способности в низкопроницаемые коллектора, микрозазоры и микротрещины.

Данный технический результат достигается решением задачи, направленной на создание тампонажного раствора с вяжущим, имеющем высокую удельную поверхность, который должен иметь частицы размером не более 2-4 микрон, что позволит изменить соотношение твердого вещества и жидкости в сторону преобладания жидкости, что увеличит его проникающую способность.

Жидкостью затворения (носителем) должна быть контрастная жидкость по отношению к пластовым водам, совместимая с нефтью, но в условиях водной среды должна быть максимально деэмульгирована добавляемым к раствору деэмульгатором, кроме того, в раствор могут быть добавлены активизаторы твердения вяжущего: сернокислый алюминий, сернокислое железо или углекислый калий.

Техническая задача решается тем, что тампонажный раствор избирательного действия, включает вяжущее, углеводородный носитель - дизельное топливо, деэмульгатор - сепарол, активизатор твердения - сульфат алюминия или сульфат железа или карбонат калия, а в качестве вяжущего - тонкомолотый цемент Микродур при следующем соотношении компонентов, мас.%:

тонкомолотый цемент Микродур 36,96-33,83
углеводородный носитель - дизельное топливо 62,84-5
деэмульгатор-сепарол 0,20-2,35
активизатор твердения - сульфат алюминия
или сульфат железа или карбонат калия 0-8,22

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что тампонажный раствор избирательного действия, содержащий вяжущее, углеводородный носитель - дизельное топливо, дополнительно содержит деэмульгатор-сепарол, активизатор твердения - сульфат алюминия или сульфат железа или карбонат калия, а в качестве вяжущего - тонкомолотый цемент Микродур.

Из известных тонкомолотых вяжущих наиболее эффективным является Микродур, получаемый на основе портландцемента.

В предлагаемом тампонажном растворе избирательного действия в качестве высоководопотребного тонкодисперсного вяжущего используют особотонкомолотые цементы, например, «Микродур». Вяжущее «Микродур» производится посредством воздушной сепарации пыли, образующейся при помоле цементного клинкера, технология его изготовления разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA - BAVGmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff» и защищена Европейским патентом. Диаметр зерен «Микродур» в 6-10 раз и более меньше частиц самого цементного клинкера. Благодаря малому размеру частиц (диаметр зерен ≤2-6 мкм), высокой удельной поверхности (20000-25000 см2/г) и плавно подобранному гранулометрическому составу растворы «Микродур» обладают текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном количестве жидкости затворения, что позволяет суспензии «Микродура» глубоко проникать в низкопроницаемую горную породу. Время истечения (условная вязкость) суспензии в возрасте до 3 часов колеблется от 28 до 30 сек.

В отличие от прототипа использование тонкодисперсного вяжущего Микродур позволяет полнее связать воду и уплотнить структуру камня и тем самым обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность. Это обусловлено и тем, что тонкодисперсные вяжущие способны связывать воду во много раз больше, так как водотвердое отношение их может достигать 3,0-5,0 при удельной поверхности 15000-25000 см2/г против 0,3-0,5 обычных тампонажных цементов, имеющих удельную поверхность 3000-3500 см2/г.

При этом добавка вяжущего менее 33,83 масс.% резко снижает прочность образовываемого камня, добавка более 36,96 масс.% приводит к загустеванию состава.

В тампонажном растворе избирательного действия используют углеводородный носитель - дизельное топливо, что позволяет «Микродуру» и деэмульгатору-сепарол образовывать компактную легко прокачиваемую массу, которая в условиях взаимодействия с пластовыми водами значительно (в 1,2-1,5 раза) увеличивает свой объем. Добавка дизельного топлива менее 55,60 масс.% затрудняет продавку состава в пласт, при добавке более 62,84 масс.% разжижает состав и снижает способность его закрепиться в коллекторе пластов.

В качестве углеводородного носителя также могут быть применены: газоконденсат, очищенная (безводная) нефть.

В тампонажном растворе избирательного действия используют добавку деэмульгатора - сепарол. Добавка сепарола менее 0,2 масс.% не способствует отделению дизельного топлива в водной пластовой среде. При этом образуется непрочный органоминеральный камень. Добавка деэмульгатора более 2,35 масс.% приводит к преждевременному схватыванию изолирующего состава.

Используемый активизатор твердения необходим при пониженных температурах. При добавках его более 8,22 масс.% может привести закачиваемый состав в пласт к раннему загустеванию. В качестве активизатора твердения используют сульфат алюминия или сульфат железа или карбонат калия.

Приготовление тампонажного раствора избирательного действия осуществляется непосредственно на скважине. Тампонажный раствор избирательного действия готовится обычным способом с применением глиномешалки или агрегато-смесительной машины, например, АСМ-25, (УСО-20), в которых последовательно вводятся компоненты: дизельное топливо, деэмульгатор, вяжущее, активизатор твердения.

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 проводят при 22°C и атмосферном давлении. Для условий умеренных температур испытания проводят при 70-90°C и атмосферном давлении, для условий АВПД при режимах температур до 120°C и давлении 60 МПа. Растекаемость определяют по конусу АзНИИ, плотность пикнометром, начало схватывания при добавках воды с помощью прибора Вика, прочность с помощью гидравлического пресса.

При проведении лабораторных исследований были использованы:

- водопроводная вода;

- Микродур;

- дизельное топливо;

- сепарол;

- активизатор твердения - сульфат алюминия, сульфат железа, карбонат калия.

Пример

Для приготовления тампонажного раствора избирательного действия (состав 12, табл.1) в дизельное топливо объемом 200 см3 (62,36 масс.%) последовательно перемешивания добавляется 2,6 г (2 см3) (0,96 масс.%) сепарола, 100 г (36,68 масс.%) Микродура. Состав перемешиваем 3 мин, после чего определяем растекаемость, плотность. Затем добавляем пластовую воду 100 см3, перемешивая состав 3 мин и замеряя растекаемость, сроки схватывания, отстой дизельного топлива, прочность через 2 суток.

Результаты испытания приведены в табл.1. Для состава 12 плотность раствора 1,18 г/см3, растекаемость 22 см, начало схватывания >8-00 часов, отстой - 45%, прочность - 4,08 кг/см2 при 22°C.

Преимущества предлагаемого тампонажного раствора избирательного действия:

- расширение области применения и повышение эффективности тампонажных работ за счет улучшения технологических возможностей тампонажной смеси, упрощения ее приготовления в промысловых условиях и повышенной фильтрующей способности в низкопроницаемые коллектора, микрозазоры и микротрещины.

Экономический эффект от использования заявляемого тампонажного раствора будет определяться за счет повышения производительности ремонтируемых скважин.

Тампонажный раствор избирательного действия, включающий вяжущее, углеводородный носитель - дизельное топливо, отличающийся тем, что дополнительно содержит деэмульгатор - сепарол, активизатор твердения сульфат алюминия или сульфат железа, или карбонат калия, а в качестве вяжущего - тонкомолотый цемент Микродур при следующем соотношении компонентов, мас.%:

тонкомолотый цемент Микродур 33,83-36,96
углеводородный носитель - дизельное топливо 57,51-62,84
деэмульгатор - сепарол 0,20-2,35
активизатор твердения
сульфат алюминия
или сульфат железа,
или карбонат калия 0-8,22



 

Похожие патенты:
Проппант // 2490299
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении операции гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) для повышения эффективности добычи углеводородного сырья.
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при удалении асфальтено-смоло-парафиновых отложений АСПО в процессе добычи нефти. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяные скважины. .

Изобретение относится к составу добавки, используемой при цементировании буровых скважин в нефтяной и газовой отрасли. .
Изобретение относится к композициям на основе частиц, применяемых при обработке подземных пластов. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещин в подземных образованиях

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа. Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине состоит из синтетической смолы и отвердителя. Состав дополнительно содержит ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т», в качестве синтетической смолы - Композицию эпоксидную марки ХТ-116 Компонент А, в качестве отвердителя - Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б при следующем соотношении ингредиентов, об.%: Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А - 70-74; Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б - 10-14; Ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т» - остальное, причем соотношение мас.ч. Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б и Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А составляет 1:6,5-8,6 соответственно. Изобретение позволяет повысить эффективность изоляционных работ.

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.
Наверх