Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине


 


Владельцы патента RU 2494228:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин. Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки. Вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м3/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: указанный глинопорошок - 60-80, цемент - 15-20, указанная добавка - 10-20, порошкообразный полиакриламид - 0,005-0,01, вода - 100. Изобретение позволяет повысить изоляционные свойства состава. 3 табл.

 

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности, к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощений, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.

Известен ряд способов приготовления тампонажных растворов, в состав которых входят цемент, глинопорошок и добавки (Патенты РФ №1502810, 1289994, 1601344).

Согласно способу, указанному в первом патенте, тампонажный раствор получают путем последовательного введения в глинистый раствор при перемешивании цемента, опилок, жидкого стекла и комплексного пенообразователя. Обеспечивается получение облегченного тампонажного раствора с приемлемыми структурно-механическими свойствами.

По патенту РФ №1289994 сначала в одной емкости приготавливают, цементосодержащий раствор, для чего в емкость заливают необходимое количество воды, в нее вводят ПАВ и мочевиноформальдегидную смолу. Эти компоненты тщательно перемешивают до образования устойчивой пены. После этого в смесь вводят цемент и глинистый инертный заполнитель. В другой емкости готовят бентонитовый раствор путем введения в воду бентонитового глинопорошка и ПАВ в концентрированном виде. Полученные два раствора соединяют при повторном перемешивании. Технический результат заключается в снижении стоимости и материалоемкости приготовленного раствора за счет повышения пластичности затвердевшего пеноцементного камня.

По патенту РФ №1601344 в отдельной емкости растворяют полиметиленмочевину, после 5 минутного перемешивания в раствор вводят бентонит и тщательно перемешивают. На полученном растворе затворяют цемент. Полученный тампонажный раствор обладает повышенной проникающей способностью при одновременной низкой плотности.

Однако все известные составы характеризуются следующими недостатками:

- недостаточными изоляционными свойствами ввиду невысокой емкости по глинопорошку (содержание глинопорошка в составах, приготовленных известными способами, составляет не выше 16 мас.ч), что при его использовании в промысловых условиях при наличии высокопроницаемых, кавернозных коллекторов не обеспечивает их полную изоляцию;

- кроме того, составы, полученные известными способами, не обеспечивают стабильный рост пластической прочности до момента отверждения, что подтверждается данными по свойствам, приведенными в описании известных патентов;

- реализация известных способов требует больших затрат времени и использование большого количества техники.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ приготовления тампонажного раствора (Патент РФ №2211304), согласно которому производят механическое смешивание компонентов, взятых в следующем соотношении, масс.%: портландцемент - 38,70 - 44,10; глинопорошок - 4,90-16,60; полиакриламид гидролизованный - 0,80-1,00; кальцинированная сода - 0,01-0,05; сульфит-спиртовая барда - 0,06-0,07; вода - остальное. Тампонажный раствор, полученный предлагаемым способом, предназначен для проведения гидроизоляционно-укрепительных работ фундаментов и оснований строительных сооружений с применением буроинъекционной технологии. Указанный раствор обладает хорошей текучестью и высокой проникающей способностью.

Однако этот раствор характеризуется недостаточными изоляционными свойствами ввиду невысокой емкости по глинопорошку (содержание глинопорошка составляет не выше 16 мас.ч), что при его использовании в промысловых условиях при наличии высокопроницаемых коллекторов не обеспечивает их полную изоляцию. Кроме того, этими составами не обеспечиваются стабильный рост пластической прочности до момента отверждения.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении изоляционных свойств состава, приготовленного по предлагаемому способу, преимущественно, в высокопроницаемых кавернозных и трещиноватых коллекторах, за счет увеличения емкости состава по глинопорошку, при одновременном обеспечении у такого состава низких реологических свойств при закачке в скважину и стабильного роста его пластической прочности до момента отверждения.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки, при этом новым является то, что вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м3/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

указанный глинопорошок 60-80
цемент 15-20
указанная добавка 10-20
порошкообразный полиакриламид 0,005-0,01
вода 100.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

Благодаря определенному порядку ввода компонентов состава и их количественному соотношению, обеспечивается получение состава с низкими реологическими и высокими изолирующими свойствами за счет высокой концентрации в нем глинопорошка, так как в растворе метасиликата натрия гидратация глинопорошка, характеризующимся вышеуказанными свойствами, резко замедляется, что позволяет повысить его концентрацию до 80 мас.ч. без значительного повышения реологических свойств. Последующее введение полиакриламида (ПАА) приводит к флокуляции глинопорошка. Присутствие цемента в составе обеспечивает дальнейшее его отверждение с образованием камня.

Исследования показали, что изменение порядка ввода компонентов не обеспечивает получение состава с требуемыми свойствами.

При закачке состава, приготовленного предлагаемым способом, в пласт происходит взаимодействие солей Са+2, закачанных в изолируемый пласт в качестве буфера, и метасиликата натрия указанного состава с образованием силикатов кальция и флокуляцией глинопорошка с образованием жесткого тампона.

Предлагаемый способ был испытан в лабораторных и промысловых условиях. Для приготовления состава использовали следующие вещества:

- глинопорошок ПБН и ППН, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м3/т, по ТУ 39-0147-001-105-93;

- глинопорошок ППБ обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с не менее 16 м3/т, по ТУ 39-0147-001-105-93;

- цемент ПЦТ II-50 или ПЦТ 1-G-CC-1, ГОСТ 1581-96;

- метасиликат натрия (Р-Сил), ТУ 2145-006-40912231-2003;

- полиакриламид порошкообразный, ТУ 2216-028-409223-2004;

- вода техническая.

Пример реализации предлагаемого способа.

В 500 мл технической воды растворяли 100 г реагента Р-Сил и постепенно добавляли 300 г ПБН, после чего ввели 100 г цемента ПЦТ II-50. Смесь перемешивали в течение 30 минут, затем добавляли 100 мг порошкообразного ПАА и еще раз перемешивали в течение 10 минут. В результате получили состав для изоляции со следующим соотношением компонентов, масс.ч: указанный глинопорошок - 60; цемент - 20; Р-Сил - 20; ПАА - 0,02; вода - 100.

Таким же образом осуществляли предлагаемый способ для приготовления составов для изоляции с другим компонентным содержанием.

В процессе лабораторных исследований, согласно ГОСТ 26798.1-2-96, устанавливали следующие свойства составов для изоляции, приготовленных предлагаемым и известным по прототипу способами:

- плотность, кг/м3;

- пластическая вязкость, мПа·с;

- динамическое напряжение сдвига, дПа;

- фильтратоотдача за 30 мин при 0,7 МПа, мл;

- водоотделение, %;

- прочность на сжатие, МПа.

Данные об компонентном содержании исследуемых составов для изоляции, приготовленных предлагаемым и известным способами, приведены в таблице 1.

Данные о свойствах этих составов для изоляции, полученные в ходе исследований, приведены в таблице 2.

Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что только при выполнении заявленного порядка ввода компонентов обеспечивается достижение поставленного технического результата (опыты 1-4), при изменении же порядка ввода (опыт 6) или при использовании глинопорошка другой марки (опыт 5) требуемые свойства состава не достигаются.

Состав, полученный по предлагаемому способу, был также использован в промысловых условиях на 25 скважин (таблица 3). Ниже приводим пример его реализации. Приготовление изоляционного состава на буровой проводили в следующем порядке. В УСО-20 набирали пресную техническую воду, затем засыпали Р-Сил, перемешивали 30-40 мин, засыпали глинопорошок, перемешивали 20-30 мин., после чего засыпали цемент и порошкообразный ПАА, Смесь перемешивали 10-15 мин и закачивали цементировочным агрегатом ЦА-320 через бурильные трубы до кровли зоны поглощения, закрывали затрубное пространство и задавливали состав в пласт. Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что при изоляции зон составом, полученным заявляемым способом, коэффициент приемистости снижается в 1,6-4,2 раза, что указывает на высокое качество изоляции.

Использование состава для изоляции, полученного предлагаемым способом, обеспечивает по сравнению с составами, приготовленными известными способами высокое качество изоляции за счет большой концентрации глинопорошка в составе и за счет одновременно хорошей проникающей способности в зону изоляции и низких реологических свойств с последующим отверждением в изолируемом пласте.

Таблица 1
№ состава Компоненты состава для изоляции, приготовленного предлагаемым или известным способами, масс.ч.
глинопорошок цемент Р-Сил ПАА Na2CO3 КССБ вода
1 60 15 20 0,01 - - 100
2 60 20 15 0,005 - - 100
3 80 20 20 0,02 - - 100
4 40 20 15 0,02 - - 100
5 40 20 20 0,01 - - 100
6 40 20 20 0,01 - - 100
7 5 39 - 0,12 0,05 0,06 55,77
8 15 39 - 0,12 0,05 0,06 45,77
Примечания:
1) Составы 1, 3 приготовлены с использованием глинопорошка ПБН.
2) Составы 2, 4 приготовлены с использованием глинопорошка ППН.
3) Состав 5 приготовлен с использованием глинопорошка ППБ.
4) Состав 6 приготовлен по схеме: ПАА+ вода + Р-Сил + глинопорошок + цемент
5) Составы 7,8 приготовлены по известному способу.
Таблица 2
№ состава из табл.1 Свойства состава для изоляции
плотность, кг/м3 пластическая вязкость, мПа·с динамическое напряжение сдвига, дПа фильтрато-отдача, мл водоотделение, % прочность на сжатие через 2 сут в пластовой воде, МПа
1 1380 20 132 31 0 0,60
2 1380 25 134 36 0 0,58
3 1400 27 135 28 0 0,68
4 1280 28 186 24 0 0,36
5 1280 не текуч - - - -
6 1240 не текуч - - - -
7 1423 85 192 2 не замер.
8 не текуч.
Примечания.
1) Составы 1-4 приготовлены по предлагаемому составу.
2) Составы 5-6 приготовлены с использованием глинопорошка ПБВ.
3) Составы 7-8 приготовлены по известному составу.
Таблица 3
Результаты применения состава, приготовленного предлагаемым способом для изоляции зон поглощения в промысловых условиях
Номер скв., месторождение Коэф. приемист. зоны, м3/ч·МПа Глубина спуска OK, м Объем изоляц.
состава, м3
Плотн. изоляц. состава, кг/м3 Расход материалов, т Коэф. приемист. после изоляц., м3/ч·МПа
Р-Сил ГП цемент ПАА,
кг
209 Ножовское 0,28 1519 18 1,42 3,5 12 5,0 1,00 0,086
2127 Шагиртско-Гожанское 0,15 1082 5 1,40 1,0 4 1,0 0,02 0,090
320 Софьинское 0,20 400 12 1,38 2,0 6 2,2 0,80 0,080
2140 Павловское 0,18 950 9 1,38 1,8 5 2,0 0,30 0,090
149 Шагиртско-Гожанское 0,21 1340 6 1,36 1,2 4 1,2 0,10 0,050
4019 Ярино-Каменноложское 0,36 1493 6 1,38 1,2 4 1,2 0,10 0,080
319 Софьинское 0,18 400 12 1,36 2,0 6 2,2 0,50 0,100
69 Павловское 0,25 1370 6 1,42 1,2 4 1,2 0,30 0,100
Примечание - с использованием состава, приготовленного предлагаемым способом, изолировано более 25 зон поглощения промывочной жидкости, в том числе 18 высокопроницаемых кавернозных и трещиноватых.

Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки, отличающийся тем, что вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м3/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

указанный глинопорошок 60-80
цемент 15-20
указанная добавка 10-20
порошкообразный полиакриламид 0,005-0,01
вода 100



 

Похожие патенты:
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.

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 хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных трещиноватых карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

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.
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.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой. Способ изоляции зон водопритока в скважине заключается в закачивании в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3. После закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч. Далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого. Техническим результатом является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет создания более прочного водоизоляционного экрана путем обеспечения образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, закачанного в пласт, через который обводняется скважина.
Наверх