Тампонажный раствор низкой плотности



Тампонажный раствор низкой плотности
Тампонажный раствор низкой плотности
Тампонажный раствор низкой плотности

 


Владельцы патента RU 2507380:

Компания Лонест Холдинг Корп. (VG)

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущее, легковесный наполнитель, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ и воду. В качестве вяжущего содержит высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г - «Микродур» или ИНТРАЦЕМ, а в качестве легковесного наполнителя - полые стеклянные микросферы. При следующих соотношениях компонентов, вес.ч.: высоководопотребное тонкомолотое вяжущее 100, полые стеклянные микросферы 10-100, НТФ - 0,07-0,25, суперпластификатор С-3 0,2-1,3, вода 150-320. Техническим результатом является расширение области применения путем снижения плотности тампонажного раствора при одновременном увеличении подвижности и проникающей способности его в начальный период и повышения адгезионного сцепления камня с горной породой. 2 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения.

Для успешного разобщения водоносных и нефтегазоносных пластов в процессе крепления обсадных колонн, в выработанных пластах с аномально низким пластовым давлением (АНПД), изоляции зон интенсивных поглощений первостепенное значение имеет правильный подбор необходимой плотности тампонажных смесей и их показателей структурно-механических свойств в статических и динамических условиях. Поэтому важно, чтобы тампонажная смесь с момента поступления в каналы проницаемого и поглощающего пласта обладала необходимыми заданными значениями плотности, пластической прочности, напряжения сдвига.

Известны облегченные тампонажные растворы, включающие вяжущее, добавки и воду (см. «Справочное руководство по тампонажным материалам», В.С.Данюшевский и др.- М.: «Недра», 1987 г., стр.102-107), предназначенные для цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений. Комбинируя количество добавки (бентонит, диатомит, фильтроперлит, опока и др.) по отношению к вяжущему, ее плотность, водотвердое отношение можно получать тампонажные растворы плотностью от 1,60 до 1,35 г/см3 с удовлетворительной прочностью цементного камня.

Недостатком известных облегченных растворов является:

- невозможность снижения их плотности без потери механической прочности;

- низкие проникающие и изоляционные свойства в проницаемых пластах.

На месторождениях в выработанных пластах требуются тампонажные растворы с более низкой плотностью, которые можно получить с добавками, имеющими воздушные или газовые полости (вспученный перлитовый песок, вспученный вермикулитовый песок, вспученное стекло, полые микросферы и др.).

Известен легкий тампонажный материал по патенту RU №2256774, применяемый в качестве строительного материала, в том числе для цементирования нефтяных, газовых и геотермальных скважин, имеющий плотность 1,1-1,4 г/см3, состоящий из смеси одной из марок известного цемента и легковесного наполнителя, который состоит из композиции, содержащей полые алюмосиликатные микросферы, каолин и поверхностно-активный гидрооксид алюминия, в качестве одной из марок известного цемента используют портландцемента марки ПЦТ 1-50 или ПЦТ 1-100. Полые алюмосиликатные микросферы получают гидросепарацией водной суспензии золы в золоотвальном водоеме, которые имеют размеры 40-100 мкм и насыпной вес 0,3-0,5 г/см3.

Недостатками данного легкого тампонажного материала является:

- невозможность приготовления раствора плотностью менее 1,1 г/см3;

- очень низкая прочность и устойчивость тампонажного камня.

Наиболее близким к предлагаемому решению является тампонажный раствор по Авт.св. СССР №1640367, включающий вяжущее - тампонажный портландцемент (ПЦТ), газонаполненные стеклянные микросферы, аппретированные аминопропилтриэтоксисиланом (АПСМС), суперпластификатор НКНС-1 «40-03» на основе нейтрализованного гидроксидом натрия продукта конденсации сульфированных ароматических углеводородов газойлевых фракций крекинга и пиролиза нефти, гидрофобизатор ГМЖ - водная суспензия омыленного гидроксидом натрия и известкованного хлоридом кальция микробного жира и воду, при следующем соотношении ингредиентов, масс.%: ПЦТ - 44,1-69,3, АПСМС - 3,5-13,2, суперпластификатор НКНС-1 «40-03» - 0,3-0,5, гидрофобизатор ГМЖ - 0,4-0,7, вода-26,0-41,9.

Недостатком известного тампонажного раствора является:

- невозможность его приготовления плотностью ниже 1,0 г/см3, так как тампонажный цемент имеет относительно малую удельную поверхность 2500-3500 см2/г и при добавках избыточной воды и микросфер из тампонажного раствора не образуется камня или резко снижается его механическая прочность;

- низкая проникающая способность.

Технической задачей предлагаемого изобретения является расширение области применения путем снижения плотности тампонажного раствора при одновременном увеличении подвижности и проникающей способности его в начальный период и повышения адгезионного сцепления камня с горной породой.

Технический результат направлен на создание облегченного тампонажного раствора плотностью до 0,75 г/см3 с определенными структурно-механическими и закупоривающими свойствами раствора, прочностными и адгезионными характеристиками камня, позволяющими обеспечить эффективное разобщение водоносных и нефтеносных пластов, изоляцию высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора, в том числе на истощенных месторождениях с АНПД.

Техническая задача решается тем, что тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущее и легковесный наполнитель, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ, при этом он в качестве вяжущего содержит высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур» или ИНТРАЦЕМ, а в качестве легковесного наполнителя - полые стеклянные микросферы (ПСМС) при следующих соотношениях компонентов к тампонажному портландцементу, вес.ч.:

Высоководопотребное

тонкомолотое вяжущее

«Микродур» или ИНТРАЦЕМ 100

Полые стеклянные микросферы 10-100

Нитрилотриметиленфосфоновая

кислота - НТФ 0,07-0,25

Суперпластификатор С-3 0,2-1,3

Вода 150-320

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в тампонажном растворе низкой плотности используются легковесный наполнитель - полые стеклянные микросферы и высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур» или ИНТРАЦЕМ, что позволяет повысить качество крепления обсадных колонн, разобщения водогазонефтеносных пластов, изоляции поглощающих пластов за счет снижения плотности тампонажной смеси до требуемой величины, обеспечения необходимой подвижности и высокой проникающей способности смеси в начальный период проведения крепежных и изоляционных работ, повышения прочности адгезионного сцепления тампонажного камня со стенками поглощающих каналов в условиях нормальных и повышенных температур.

Полые стеклянные микросферы в предлагаемом тампонажном растворе низкой плотности используют в качестве облегчающей добавки и легковесного наполнителя.

Полые стеклянные микросферы представляют собой легкий сыпучий порошок однородного белого цвета, состоящий из тонкостенных газонаполненных отдельных полых частиц сферической формы, заполненных углекислым газом или азотом, размером преимущественно от 10 до 60 мкм. Полые стеклянные микросферы производятся из натриевоборосиликатного стекла Новгородским заводом «Стекловолокна», АО «НПО Стеклопластик» и в отличие от аппретированных, используемых в прототипе, имеют истинную плотность 0,3-0,4 г/см3 против 0,7-0,9 г/см3.

Стеклянные микросферы характеризуются не только низкой плотностью, но и высокой удельной прочностью на объемное сжатие. Полые стеклянные микросферы обладают большой удельной поверхностью и размерами частиц, меньшими размеров частиц цемента. Поэтому они более активно адсорбируют жидкость затворения на начальном этапе гидратации, равномерно распределяясь в объеме раствора (камня), образуя композитный материал.

Кроме снижения плотности и повышения закупоривающих свойств тампонажного раствора полые стеклянные микросферы обеспечивают высокое качество изоляции поглощений за счет увеличения адгезионного сцепления камня со стенками поглощающих каналов, которое возникает у предварительно напряженного камня при изменении давления в процессе проведения изоляционных работ.

Из известных тонкомолотых вяжущих наиболее эффективными являются Микродур или ИНТРАЦЕМ, получаемые на основе портландцемента.

В предлагаемом тампонажном растворе низкой плотности в качестве высоководопотребного тонкодисперсного вяжущего используют особотонкомолотые цементы, например «Микродур» или «ИНТРАЦЕМ».

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 портландцемента. Благодаря малому размеру частиц (диаметр зерен ≤2-6 мкм), высокой удельной поверхности (20000 -25000 см2/г) и технологично 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.

Технология изготовления особотонкомолотого цемента «ИНТРАЦЕМ», близкого по своим технологическим параметрам к «Микродуру», разработана РХТУ им. Д.И.Менделеева. Благодаря малому размеру частиц (менее 4-5 мкм), высокой удельной поверхности (>10000 см2/г) и нормированному гранулометрическому составу и введению специальных добавок «ИНТРАЦЕМ» образует стабильные водные дисперсии с высокой проникающей способностью, что позволяет растворам «ИНТРАЦЕМ» проникать в поры и трещины размером менее 0,1 мм, уменьшая открытую пористость материалов в 2-15 раз и увеличивая их механическую прочность.

В отличие от прототипа использование тонкодисперсного вяжущего «Микродур» или «ИНТРАЦЕМ» позволяет в большем объеме связать воду затворения и уплотнить структуру камня и обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность. Это обусловлено тем, что тонкодисперсные вяжущие способны связывать воду во много раз больше, так как водотвердое отношение которых их может достигать 3,0-5,0 при удельной поверхности 20000-25000 см2/г против 0,3-0,5 обычных тампонажных цементов, имеющих удельную поверхность 2500-3500 см2/г.

Оптимальное содержание полых стеклянных микросфер составляет 10-110 вес.% к весу вяжущего. При увеличении содержания полых стеклянных микросфер более ПО вес.% снижается прочность камня. Добавка микросфер менее 10 вес.% приводит к повышению плотности раствора.

Оптимальным содержанием основных реологических компонентов в заявляемом тампонажном растворе низкой плотности является - НТФ от 0,07 до 0,25 вес.% и суперпластификатора С-3 от 0,2 до 1,3 вес.%. При этом добавка НТФ менее 0,07 вес.% значительно сокращает скорость загустевания, а увеличение добавки свыше 0,25 вес.% приводит к замедлению процесса схватывания и снижению прочности камня в первоначальный период. Содержание суперпластификатора С-3 более 1,3 вес.% приводит к снижению стабильности раствора и к его расслаиванию, а при содержании менее 0,2 вес.% растекаемость раствора уменьшается, т.е. раствор становится непрокачиваемым.

В промысловых условиях тампонажный раствор низкой плотности готовят двумя способами.

При первом способе готовится сухая тампонажная смесь вяжущего и полых стеклянных микросфер с использованием, в условиях производственной базы, смешивающих устройств и силосных емкостей. В условиях буровой для приготовления сухой смеси используются цементовозы и цементо-смесительные машины. После приготовления сухую тампонажную смесь затворяют обычным способом на предварительно приготовленном растворе с добавкой суперпластификатора C-3 и НТФ и закачивают в скважину.

По второму способу, при наличии осреднительных машин типа АСМ-25 или УСО-20, тампонажную смесь готовят следующим способом. Вначале в осреднительную емкость набирают необходимое количество воды, в которой растворяют расчетное количество суперпластификатора C-3 и замедлителя НТФ. После чего при постоянном перемешивании в данную осреднительную емкость добавляют расчетное количество полых стеклянных микросфер, а затем с помощью цементовозов или смесительных машин вяжущее до необходимой плотности тампонажного раствора. Затем раствор закачивают в скважину.

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

Плотность, растекаемость, водоотделение раствора определяют при 25°C и атмосферном давлении. Для условий умеренных температур загустевание раствора определяют при 75°C и атмосферном давлении. Для условий АВПД при режиме температуры до 90°C.

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

При проведении лабораторных исследований были использованы:

- водопроводная вода;

- высоководопотребное тонкомолотое вяжущее (Микродур 261R-X или ИНТРАЦЕМ);

- полые стеклянные микросферы (ПСМС) по ТУ 6-48-108-94;

- суперпластификатор С-3;

- нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ.

Пример

При проведении испытаний (см. состав 14 таблица 1) вначале готовят жидкость затворения с добавкой 0,8 г суперпластификатора С-3, 0,17 г НТФ на 200 г воды. Затем при постоянном перемешивании последовательно вводят 50 г ПСМС и 100 г Микродура - 261R-X. После перемешивания раствора в течение 3-x минут замеряют его растекаемость и плотность и заливают тампонажный раствор в консистометр (без давления) для определения загустевания при 90°C. Кроме того, формируют образцы в заданных условиях для определения прочности тампонажного камня на сжатие.

Тампонажный раствор низкой плотности предлагаемого состава с содержанием указанных компонентов в заявляемых пределах обладает пониженной плотностью (0,88 г/см3), нормативным значением растекаемости (200 мм) (см. состав 14 таблица 1), временем прокачиваемое 2 часа 45 минут и прочностью на сжатие 4,9 МПа через 2 суток твердения при температуре 90°C. Значения растекаемости и времени прокачиваемости позволяют обеспечить процесс доставки тампонажного раствора низкой плотности на значительную глубину.

Применение предлагаемого тампонажного раствора низкой плотности позволит:

- расширить область применения и повысить надежность изоляции поглощающих пластов в условиях АНПД на истощенных месторождениях;

- снизить плотность тампонажного раствора ниже плотности жидкости затворения;

- повысить прочность адгезионного сцепления камня с горной породой;

- сократить затраты времени и расход материалов на ликвидацию поглощений бурового раствора и технологических жидкостей.

Использование заявляемого тампонажного раствора низкой плотности позволит сократить затраты времени и расход материалов на работы, связанные с разобщением водоносных и нефтеносных пластов и ликвидацию поглощений бурового раствора.

Тампонажный раствор низкой плотности, содержащий вяжущее, легковесный наполнитель, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ и воду, отличающийся тем, что в качестве вяжущего содержит высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г - «Микродур» или ИНТРАЦЕМ, а в качестве легковесного наполнителя - полые стеклянные микросферы при следующих соотношениях компонентов, вес.ч.:

Высоководопотребное
тонкомолотое вяжущее
«Микродур» или ИНТРАЦЕМ 100
Полые стеклянные микросферы 10-100
Нитрилотриметиленфосфоновая
кислота - НТФ 0,07-0,25
Суперпластификатор С-3 0,2-1,3
Вода 150-320



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для дегазации газоносных горных пород при подземной добыче полезных ископаемых, преимущественно угля.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах.

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине.

Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности изоляции поглощающих пластов, способам восстановления крепи скважин.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. При осуществлении способа приготавливают раствор из цемента и пресной воды и последовательно закачивают его в скважину и продавливают в изолируемый интервал.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих обводненные трещиноватые коллекторы.

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин.

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине.

Изобретение относится к композициям для использования в качестве флотационного собирателя для очистки руды, добавки для бетона, в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащим соединение окисленной и малеинированной жирной кислоты или смоляной кислоты, где композиция содержит соединения жирной кислоты, соединения смоляной кислоты или смесь таких соединений, имеющих сшивки между углеводородными цепями в виде простой эфирной связи и имеющих один или несколько фрагментов производных карбоновых кислот.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для стабилизации коллекторских свойств продуктивного пласта. Технический результат - модификация фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличения фазовой проницаемости по нефти без изменения величины абсолютной фазовой проницаемости обработанной породы продуктивного пласта, что способствует изменению коэффициентов охвата и коэффициентов заводнения пласта и позволит повысить коэффициент извлечения нефти.
Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и коррозии и может быть использовано в нефтяной промышленности, в частности в скважинах и на скважинном оборудовании.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах.

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью. Способ обработки подземного пласта для растворения кислоторастворимого материала и солюбилизации углеводородов, эмульсий и водяных барьеров включает: введение в подземный пласт мицеллярной дисперсии, представляющей собой микроэмульсию IV Уинсору, содержащей воду, один или несколько предшественников органических кислот, одно или несколько поверхностно-активных веществ и необязательно один или несколько представителей, выбираемых из солей, вспомогательных поверхностно-активных веществ и/или органических жидкостей, которые не являются предшественниками органических кислот; обеспечение солюбилизации мицеллярной дисперсией углеводородов, эмульсий или водяных барьеров, присутствующих в подземном пласте, и гидролиза «in situ», по меньшей мере, части предшественника органической кислоты для получения достаточного количества органической кислоты, так чтобы происходило существенное растворение кислоторастворимого материала, присутствующего в фильтрационных корках, или по соседству с ними, или другом повреждении в подземном пласте. Гидролиз предшественника органической кислоты приводит к получению, по меньшей мере, одной из: муравьиной, уксусной, гликолевой и молочной кислот. Концентрация предшественника органической кислоты, введенного в мицеллярную дисперсию, составляет, по меньшей мере, 1% (мас./об.). Период останова скважины после введения мицеллярной дисперсии составляет 0,5 часа или более. Изобретение развито в зависимых пунктах. 23 з.п. ф-лы, 5 табл., 3 пр.
Наверх