Тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин, в основном к цементированию эксплуатационных колонн, расположенных в наклонно-направленной (с отклонением от вертикали более 45°) и горизонтальной части ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности состава при цементировании скважин, в том числе пологих и горизонтальных, с малыми кольцевыми зазорами, за счет повышения прочностных показателей при малых концентрациях минеральной добавки при одновременном сохранении низких фильтрационных свойств, отсутствии водоотделения и обеспечении технологически требуемых сроков схватывания. Тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин, включающий тампонажный портландцемент ПТЦ- IG-CC-1, понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ, суперпластификатор - полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит минеральную добавку - метакаолин, или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или MIKRODUR, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЦТ IG-CC-1 93,35-98,9, ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5, указанный суперпластификатор 0,05-0,3, ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3, указанная минеральная добавка 0,5-1,0, хлорид кальция 0,1-2,0, вода до водоцементного отношения 0,45-0,55. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин, в основном к цементированию эксплуатационных колонн расположенных в наклонно-направленной (с отклонением от вертикали более 45°) и горизонтальной части ствола.

К числу таких скважин относятся и боковые стволы (с наклонно-направленной или горизонтальной частью ствола), строительство которых ведется из фонда ранее пробуренных скважин. Соотношение диаметров ствола и хвостовика в таких скважинах определяет наличие уменьшенных кольцевых зазоров.

Особенность цементирования скважин в условиях уменьшенных кольцевых зазоров заключается в том, что к свойствам тампонажного раствора предъявляются особые требования. При уменьшенных кольцевых зазорах важное значение в процессе цементирования имеет реология цементного раствора. Если в процессе цементирования скважин с нормальными кольцевыми зазорами (более 20 мм) реологические характеристики цементного раствора незначительно влияют на гидравлические потери, возникающие при цементировании, то при уменьшенных кольцевых зазорах высокие реологические показатели свойств цементного раствора могут привести к аварийной ситуации в процессе цементирования.

Важно в процессе цементирования скважин с уменьшенными кольцевыми зазорами иметь такие реологические показатели тампонажного раствора, которые обеспечивают безаварийность процесса цементирования и проникновение тампонажного раствора в труднодоступные узкие зазоры между стенкой скважины и обсадной колонной.

Регулирование реологических свойств тампонажного состава осложняется тем, что при цементировании эксплуатационных колонн изолируется продуктивный пласт. Одной из главных задач при этом является сохранение продуктивного пласта от негативного влияния на него фильтрата цементного раствора. Поэтому тампонажные составы обрабатываются понизителями фильтрации. Снижение фильтрации цементных растворов в большинстве случаев производится путем загущения жидкой фазы цементного раствора, что неизбежно приводит к загущению и самого цементного раствора, а, следовательно, и к повышению реологических показателей.

Наличие водоотделения приводит к тому, что после схватывания цемента у верхней стенки скважины на контакте с цементным кольцом образуется микрозазор, который впоследствии может стать причиной межпластового перетока.

Другой причиной образования микрозазоров в цементном кольце может стать явление контракции, характерное для цемента. Чтобы скомпенсировать это явление в цемент добавляют различные расширяющие добавки, применение которых, в зависимости от активности и концентрации могут компенсировать усадочные явления, сделать цементный камень расширяющимся или напрягающимся. Основной целью расширяющей добавки в тампонажных составах для цементирования является компенсация усадочных явлений и усиление плотности контакта цементного камня с вмещающими поверхностями.

Кроме расширяющей добавки улучшить контакт при сцеплении цементного камня с вмещающими поверхностями возможно за счет применения адгезионных добавок, которые усиливают плотность контакта цементного камня с вмещающими поверхностями за счет химического взаимодействия контактирующих поверхностей.

При цементировании скважин, имеющих уменьшенные кольцевые зазоры особенно актуальна оптимизация вышеперечисленных свойств тампонажных составов, которые, в конечном счете, влияют на качество формируемого цементного кольца и на его контакт с вмещающими поверхностями.

Известен тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин (Патент РФ №2386660), содержащий в масс.%: портландцемент 95; микрокремнезем конденсированный 5; и сверх 100: поливинилацетатную дисперсию 0,3-0,6, конденсированную сульфат спиртовую барду 0,2, полипропиленовое волокно длиной 6-12 мм, диаметром 14-18 мкм 0,05-0,1. Тампонажный раствор содержит воду до водоцементного отношения 0,38-0,42. Известный раствор обеспечивает повышение сопротивляемости цементного камня к ударным нагрузкам и повышение адгезии цементного камня к ограничивающим поверхностям.

Однако его недостатком является то, что он разработан для условий умеренных температур и испытывался при соответствующей температуре 75°C. Кроме того, известный раствор содержит замедлители схватывания, наличие которых удлиняет сроки схватывания в нормальных температурных условиях, что снижает его функциональные возможности. Кроме того, этот тампонажный раствор имеет низкую растекаемость и высокие реологические показатели, что является неприемлемым для цементирования малых кольцевых зазоров.

Также известен тампонажный состав для крепления пологих и горизонтальных скважин (Патент РФ №2256775), который является близким к предлагаемому изобретению по назначению. Задачей известного состава является комплексное решение проблемы качественного крепления пологих и горизонтальных скважин и разобщения пластов за счет подавления процесса седиментации и предотвращения связанного с ним осаждения твердой фазы на нижнюю стенку ствола и образования канала у верхней стенки путем повышения седиментационной устойчивости раствора до уровня, при котором значения параметра СР не превышают 79%, а также сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта и защиты приствольной зоны от загрязнения фильтратом тампонажного раствора за счет снижения его водоотдачи при сохранении нормальных технологических параметров раствора, обеспечивающих его закачку и продавку в затрубное пространство. Известный тампонажный состав содержит тампонажный цемент, реагент-стабилизатор с функцией понизителя фильтарации, минеральную добавку - хлорид натрия или хлорид калия и воду.

Недостатком указанного известного тампонажного состава является то, что он разработан и испытывался для умеренных температурных условий, т.е 75°C, кроме того заявленный тампонажный состав имеет низкую растекаемость, что может создать проблемы при цементировании малых кольцевых зазоров.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по совокупности признаков является расширяющийся тампонажный состав (патент РФ №2360949), содержащий в масс.%: портландцемент ПЦТ IG-CC-1 91,3-98,3; понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5; суперпластификатор - полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ 0,1-0,7; пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3; ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция 0,1-3,0; расширяющую добавку - окись алюминия и/или сульфоалюминат кальция 0,5-5,0; и воду до водоцементного отношения 0,47-0,78.

Недостатком известного состава является недостаточные прочностные свойства при повышенном содержании суперпластификатора.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении эффективности состава при цементировании скважин, в том числе пологих и горизонтальных, с малыми кольцевыми зазорами за счет повышения прочностных показателей при малых концентрациях минеральной добавки и суперпластификатора, при одновременном сохранении низких реологических и фильтрационных свойств, отсутствия водоотделения, и обеспечении технологически требуемых сроков схватывания.

Указанный технический результат достигается предлагаемым тампонажным составом для цементирования горизонтальных стволов скважин, включающим тампонажный портландцемент ПЦТ IG-CC-1, понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ, суперпластификатор - полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит минеральную добавку: метакоалин, или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или MIKRODUR, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

цемент ПЦТ IG-CC-1 95,9-98,9
понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5
указанный суперпластификатор 0,05-0,3
пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3
указанная минеральная добавка 0,5-1,0
хлорид кальция 0,1-2,0
вода до водоцементного отношения 0,45-0,55

Применение предлагаемого тампонажного состава позволит цементировать скважины с малыми кольцевыми зазорами без избыточных гидродинамических потерь, что снизит гидравлические давления в процессе цементирования, а соответственно давления на продуктивный пласт при цементировании эксплуатационных колонн. Кроме того, это обеспечит проникновение состава в узкие зазоры между стенкой скважины и обсадной (эксплуатационной) колонной. Достижение указанного результата обеспечивается низкими реологическими характеристиками заявляемого тампонажного состава: пластическая вязкость тампонажного состава не превышает 180 мПа*с; динамическое напряжение сдвига не более 139 дПа, даже при более низкой концентрации суперпластификатора по сравнению с прототипом.

В интервале продуктивного пласта применение предлагаемого тампонажного состава с низкой фильтрацией предохранит продуктивный пласт от воздействия на него фильтрата цементного раствора. Отсутствие водоотделения позволит исключить формирование флюидопроводящего канала между стенкой скважины и породой в период формирования цементного камня.

Совокупность придаваемых заявляемому тампонажному составу свойств позволит обеспечить качественное и эффективное цементирование скважин с осложняющими процесс цементирования условиями, а именно, пологих и горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет определенного подбора компонентов (качественного и количественного) в заявляемом тампонажном составе, т.е. этот результат носит синергетический характер.

В качестве основы для получения данного тампонажного состава используется цемент марки ПЦТ IG-CC-1. Преимущества использования этого типа цемента: хорошая совместимость с различными добавками; высокие прочностные свойства; низкая проницаемость цементного камня; сульфатостойкость.

Введение в тампонажный состав минеральной добавки в совокупности с другими компонентами позволит при заявляемом их количественном соотношении, за счет изменения структуры цементного камня: улучшить адгезионные свойства; снизить фильтрацию цементного раствора; исключить водоотдачу; уменьшить седиментационные явления; улучшить реологические свойства. Основные эффекты от введения минеральной добавки в тампонажный состав - это микронаполняющий и пуццоланический (химическая активность по отношению к Са(ОН)2).

В качестве мелкодисперсной минеральной добавки в предлагаемом составе также могут быть использованы метакоалин, или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или вяжущий материал очень мелкой дисперсности: MIKRODUR.

Метакоалин представляет собой дегидроксилированную форму глинистого минерала каолинита, он формируется, когда чистый каолин нагревают до температур между 1,200 F и 1,750 F (650°C - 900°C). Такая обработка, также известная как кальцинирование, коренным образом меняет структуру частиц, создавая высоко реактивный аморфный пуццолан. Метакаолин поставляется в двух видах: в виде клинкера и в виде порошка.

Модификатор МетаМикс-1 представляет собой высокоактивный минеральный комплекс (смесь метакаолина и микрокремнезема), активным действующим компонентом которого является метакоалин, имеющий пуццоланическую активность (способность связывания извести) на уровне 1050-1100 мг/г. Благодаря своей глинистой природе, Метамикс-1 улучшает пластичность и связность растворных и бетонных смесей.

CONMIX SF1 высокоэффективная сухая микрокремнеземистая присадка к бетону. Это сверхтонкая сферическая суперактивная минеральная присадка, соответствующая стандарту ASTM С1240, созданная на основе кремнезема. Мельчайший размер частиц CONMIX SF1 позволяет им заполнить матрицу цемента, тем самым уплотняя цементный камень. Указанную микрокремнеземистую присадку получают с помощью измельчения кварца высокой чистоты с коксом в электродуговых печах в процессе производства силиконовых и ферросиликоновых сплавов. Основным компонентом его является диоксид кремния аморфной модификации. Он является высокоэффективным природным пуццолановым материалом. Это обусловлено тем, что микрокремнезем очень тонко измельчен, и имеет высокую концентрацию кремнезема. Микрокремнезем в присутствии влаги вступает во взаимодействие с цементом с образованием гидросиликата кальция, отличающегося более развитой пространственной структурой.

MIKRODUR оказывает влияние на прочностные свойства цементного камня. Диаметр зерен MIKRODUR в 6-10 раз меньше частиц самого цементного клинкера. Благодаря малому размеру (диаметр зерен <6-10 мкм) частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу суспензия MIKRODUR обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном водоцементном отношении. MIKRODUR является порошком со специально подобранным минеральным и гранулометрическим составом. Это обеспечивает высокую водоудерживающую способность (В/Ц материала MIKRODUR до 6,0) и реологические характеристики, соизмеримые с характеристиками воды. За счет этих свойств добавка MIKRODUR в предлагаемый тампонажный состав позволяет обеспечить необходимые реологические характеристики тампонажного состава, не увеличивая при этом водоцементное отношение.

Добавка MIKRODUR к цементу позволяет изменить структуру, формирующегося цементного камня за счет более плотной упаковки частиц в пространстве. Имея меньшие, чем цемент, частицы MIKRODUR, заполняют межпоровое пространство и является в цементном камне упрочняющим материалом. Пластификатор, используемый в тампонажном составе, повышает дисперсность, позволяя более эффективно использовать разноразмерность частиц, максимально уплотняя, формирующуюся структуру цементного камня. MIKRODUR является однородным с цементом материалом, также как цемент участвует в гидратационных процессах, формируя в цементном камне прочные связи за счет гидратных образований.

В качестве понизителя фильтрации в предлагаемом тампонажном составе применяется оксиэтилцеллюлоза марки ГИДРОЦЕМ с вязкостью 1%-го водного раствора полимера не более 20 мПа*с. Применение такой оксиэтилцеллюлозы позволяет получить низкую фильтрацию, снимаются седиментационные процессы, что обеспечивает нулевое водоотделение полученных тампонажных растворов. А за счет синергетического эффекта при взаимодействии с другими компонентами указанный показатель фильтрации достигает количественного значения, соответствующего по классификации Шлюмберже низкой и ультранизкой фильтрации.

Добавка в тампонажную смесь пластификатора позволяет регулировать реологические свойства цементного раствора с помощью высокоэффективного пластификатора - полиэфиркарбоксилата Melflux F или сульфированного меламинформальдегида ЦЕМПЛАСТ МФ. Причем его концентрация снижена вдвое по сравнению с прототипом, но это не только не ухудшило реологические свойства состава, но даже несколько улучшило (например, повысилась растекаемость, снизилась пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига).

Melflux F, производитель: Degussa Constraction Polymers (SKW Trostberg, Германия); химический состав - порошковый продукт, полученный методом распылительной сушки на основе модифицированного полиэфиркарбоксилата. Технические данные: форма - желтоватый порошок; насыпная плотность - 400-600 г/л; потери при нагревании - макс. 2,0 мас.%; 20% раствор при 20 град. С имеет рН=6,5-8,5. Особенности: - высокоэффективный диспергатор; - снижает усадку; - эффективен в широком диапазоне температур.

ЦЕМПЛАСТ МФ, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид, с рН 1%-го водного раствора 8,5-10,5.

Добавка ускорителя сроков схватывания - хлорида кальция, позволяет сократить сроки схватывания цемента и повысить прочностные свойства цементного камня на ранней стадии твердения.

Для получения заявляемого тампонажного состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- тампонажный портландцемент марки ПЦТ IG-СС-1, ГОСТ 1581-96;

- оксиэтилцеллюлоза марки ГИДРОЦЕМ Н, С по ТУ2231-009-40912231-2003;

- суперпластификатор на основе полиэфиркарбоксилатов: ЦЕМПЛАСТ МФ (б) по ТУ 2223-011-40912231-2003;

- суперпластификатор Melflux F (сульфированный меламинформальдегид или поликарбоновые эфиры), водоредуцирующая добавка по степени пластификации в соответствии с ГОСТ 242111-91 относится к группе суперпластифицирующих, производитель: Degussa Constraction Polymers (SKW Trostberg, Германия); порошковый продукт, полученный методом распылительной сушки на основе модифицированного полиэфиркарбоксилата. Технические данные: форма - желтоватый порошок; насыпная плотность - 400-600 г/л; потери при нагревании - макс. 2,0 мас.%; 20% раствор при 20°C имеет рН=6,5-8,5. Особенности: высокоэффективный диспергатор; снижает усадку; эффективен в широком диапазоне температур;

- пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ - модифицированный кремнеорганический реагент по ТУ 2228-010-40912231-2003;

- армирующее волокно: полиакриловое волокно: Panacea, FPAC 236/040, Фиброцем Б ТУ 2458-058-40912231-2009;

- пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ - модифицированный кремнеорганический реагент по ТУ 2228-010-40912231-2003;

- хлорид кальция, ГОСТ450-79;

- вода техническая.

- Метакаолин, который представляет собой дегидроксилированную форму глинистого минерала каолинита, он формируется, когда чистый каолин нагревают до температур между 1,200 F и 1,750 F (650 С - 900 С). ТУ У 14.2.00191916-001:2005; ТУ У 14.2.36363275-001:2009.

- МетаМикс - это комплексный модификатор, обладающий полифункциональным действием, который применяется при изготовлении бетонных, и растворных смесей, основными компонентами, которого являются метакаолин и микрокремнезем, производство ООО «МетаРус» (г. Москва) Ту 5743-001-68989904-11.

- Микрокремнезем является высокоэффективным природным пуццолановым материалом. Это обусловлено тем, что микрокремнезем очень тонко измельчен, и имеет высокую концентрацию кремнезема. ТУ 5743-048-02495332-96, ТУ 5743-048-02495332-96;

- CONMIX SF1 кремнеземистый порошок - сверхтонкая сферическая суперактивная минеральная присадка, соответствующая стандарту ASTM С1240, созданная на основе кремнезема, производится из биопродукта и не оказывает вредного влияния на окружающую среду;

- MIKRODUR - «МИКРОДУР R-X» - особо тонкодисперсное минеральное вяжущее вещество с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава. «Микродур» производится посредством воздушной сепарации пыли при помоле цементного клинкера. Технология изготовления «Микродур R-X» разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA-BAVGmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff» (г. Висбаден, Германия и защищена Европейским патентом).

Пример. Для приготовления предлагаемого тампонажного состава в лабораторных условиях брали 1032,1 г цемента ПЦТ I-G-CC-1, добавляли минеральную добавку Метакоалин в количестве 10,7 г, оксиэтилцеллюлозу ГИДРОЦЕМ Н - 2,14 г, пластификатор ЦЕМПЛАСТ МФ (б) - 1,61 г, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ - 2,14 г, хлорид кальция - 21,4. Полученную тампонажную смесь тщательно перемешивали. В качестве жидкости затворения брали техническую воду в количестве 475 мл, исходя из водоцементного отношения (В/Ц) 0,46. После затворения полученной тампонажной смеси получили тампонажный состав со следующим соотношением компонентов, масс.%: цемент - 96,45; Метакаолин - 1,0; оксиэтилцеллюлоза ГИДРОЦЕМ Н - 0,2; пластификатор ЦЕМПЛАСТ МФ (б) - 0,15; пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ - 0,2; хлорид кальция - 2,0; В/Ц=0,46.

Тампонажные составы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.

В лабораторных условиях были исследованы следующие свойства заявляемого тампонажного состава:

- плотность;

- растекаемость;

- пластическая вязкость;

- динамическое напряжение сдвига;

- статическое напряжение сдвига;

- фильтрация;

- водоотделение;

- сроки загустевания тампонажного состава;

- сроки схватывания;

а также исследовали следующие свойства цементного камня, полученного из указанного состава:

- предел прочности при изгибе;

- предел прочности при сжатии;

- усилие выталкивания образца.

Данные об исследованных тампонажных составах приведены в таблице 1; данные о свойствах - в таблице 2.

Данные, приведенные в таблице 2 подтверждают, что заявляемый тампонажный состав отвечает поставленной технической задаче, а именно: благодаря показателям, характеризующим подвижность цементного раствора: растекаемости (230-265 мм) и реологическим показателям (пластическая вязкость не более 180 мПа*с; динамическое напряжение сдвига не более 139 дПа), и, несмотря на пониженное содержание пластификатора, обеспечивается полное заполнение цементным раствором кольцевого пространства между породой и колонной при малых зазорах. В процессе закачки и продавки цементного раствора в затрубное пространство за счет невысоких реологических показателей исключаются избыточные давления при цементировании, зависящие от свойств цементного раствора.

Благодаря низкой и ультранизкой фильтрации тампонажного состава сохраняются коллекторские свойства продуктивных пластов от негативного воздействия фильтрата цементного раствора.

Седиментационная устойчивость цементного раствора (водоотделение не более 0,1 мл) снижает риск образования микрозазоров в цементном кольце, а следовательно и вероятность возможных перетоков по цементному кольцу.

Предлагаемый состав имеет следующие преимущества перед известным по прототипу:

- прочность на изгиб выше на 29-59% и прочность на сжатие выше на 24-31%, несмотря на низкое содержание минеральной добавки;

- при более рациональном использовании пластификатора (его концентрация снижена по сравнению с прототипом в 2-2,33 раза) сохраняется низкая и ультранизкая фильтрация тампонажного состава (12-91 мл) и низкие реологические показатели: динамическое напряжение сдвига не более 139 дПа; пластическая вязкость не более 180 мПа*с, в то время как у прототипа эти показатели составляют 140-161 дПа и 160-185 мПа*с соответственно.

Благодаря вышеуказанным свойствам, при использовании предлагаемого тампонажного состава в промысловых условиях при креплении колонны в пологой и горизонтальной скважине будет обеспечиваться:

- снижение гидродинамических потерь в процессе цементирования;

- полное заполнение кольцевого пространства тампонажным составом;

- сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта от воздействия фильтрата состава;

- плотный контакт цементного камня с вмещающими поверхностями снижает вероятность заколонного перетока по контактной зоне поверхности цементного кольца с породой и колонной.

Таблица 1
Данные о содержании компонентов в исследованных тампонажных составах
№ п/п Компоненты тампонажного состава, масс.%
Цемент Минеральная добавка ГИДРОЦЕМ Пластификатор Пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ Хлорид кальция В/Ц
Предлагаемый тампонажный состав
1 98,5 0,5 0,3 0,1 0,1 0,5 0,55
2 97,75 0,5 0,4 0,05 0,3 1,0 0,45
3 98,4 0,5 0,1 0,3 0,2 0,5 0,47
4 98,0 1,0 0,5 0,3 0,3 0,1 0,52
5 98,0 0,5 0,2 0,1 0,2 1,0 0,45
6 96,75 0,7 0,3 0,05 0,2 2,0 0,48
Прототип-состав по патенту РФ №2360940
7 91,3-98,3 Расширяющая добавка 0,5-5 0,1-0,5 0,1-0,7 0,1-0,3 0,1-2 0,47-0,78
Примечание: 1). В качестве мелкодисперсной добавки использовали: в опыте 1 - Метакаолин; в опыте 2,4 - Мета Микс1; в опыте 3,6 - Conmix SF1; в опыте 5 - Mikrodur. 2). В качестве пластифицирующей добавки: в опытах 3,5 - Цемпласт МФ; в опытах 1, 2, 4, 6 - Melflux F. 3). Температура испытаний составляла 22±2°C.

Тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин, включающий тампонажный портландцемент ПТЦ IG-CC-1, понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ, суперпластификатор-полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит минеральную добавку - метакаолин или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или MIKRODUR, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

цемент ПЦТ IG-CC-1 95,9-98,9
понизитель фильтрации - ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5
указанный суперпластификатор 0,05-0,3
пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3
указанная минеральная добавка 0,5-1,0
хлорид кальция 0,1-2,0
вода до водоцементного отношения 0,45-0,55



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

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.

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.

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 способу получения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов из композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов, в котором жидкий ингибитор образования гидратов характеризуется температурой кипения, превышающей температуру кипения воды. При этом в соответствии с изобретением получают два обедненных ингибитора, один свободный от соли, а другой не свободный от соли. Такое разделение на два извлеченных ингибитора, смешанных в различных сочетаниях с получением различных обедненных продуктов, позволяет вводить ингибитор в различные резервуары или трубопроводы потока, где требуются различные концентрации стабилизатора рН. При этом необходимость в системах разделения ингибиторов образования гидратов может быть снижена до минимума или исключена и способ эксплуатации ингибитора образования гидратов может быть упрощен. Также изобретение относится к устройству для осуществления способа. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к пенообразующим водным композициям, применяемым для кондиционирования грунта при проходке тоннелей с использованием тоннелепроходческих машин. Пенообразующая водная композиция, включающая пенообразователь, содержащий, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество, содержит триэтаноламиновое мыло олеиновой кислоты и натрий фосфорнокислый 2-замещенный при следующем соотношении компонентов, маc.%: пенообразователь 9,0-31,0, триэтаноламиновое мыло олеиновой кислоты 0,2-6,0, натрий фосфорнокислый 2-замещенный 0,2-2,0, вода - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение удобства использования пенообразующей водной композиции за счет обеспечения ее стабильности при хранении. 3 з.п. ф-лы, 12 пр.

Изобретение относится к области порошковой металлургии, в частности к способам активации горения дисперсных порошков алюминия, которые могут быть использованы в различных областях промышленности. Способ активации порошка алюминия включает пропитку исходного порошка активатором на основе оксидного соединения ванадия. В качестве активатора используют гель, содержащий 4,0-8,2 г/л ванадия и полученный путем плавления оксида ванадия (V), или оксида ванадия (V) и карбоната лития, или натрия, или оксида ванадия (V) и борной кислоты, или их смеси с последующим добавлением расплава к дистиллированной воде, при интенсивном перемешивании и выдержке. Гелем пропитывают исходный порошок алюминия при соотношении гель (мл):порошок алюминия (г)=1÷2:1, а затем полученную массу фильтруют на вакуумном фильтре и просушивают при температуре 50-60°C в течение 0,5-1 ч. Обеспечивается высокая степень полноты сгорания за счет достижения смешения компонентов на молекулярном уровне. 6 ил., 5 пр.

Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема 0,05-5000 мкм, и содержание сшивающих агентов 100-200000 частей на млн гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых сложных эфиров или силиловых простых эфиров. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов с использованием указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция позволяет блокировать устья пор пористых сред и улучшить охват месторождения для более полной нефтеотдачи. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной. Технический результат - расширение номенклатуры высокотехнологичных тампонажных растворов с повышенной проникающей способностью и ультранизкой водоотдачей, предназначенных для ремонтно-изоляционных работ. Тампонажный раствор содержит, мас.ч. на 100 мас.ч. микроцемента ЦС БТРУО «Микро»: понизитель фильтрации «ПФ-ВМЦ» 0,25-0,75, замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» 0,50-3,00, микрокремнезем МК-85 0,00-10,00, пеногаситель 0,10-0,30, вода пресная 70,0-80,0. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. В способе изготовления керамического проппанта, включающем подготовку исходной шихты, помол, формирование гранул - грануляцию, их сушку, обжиг и обработку поверхности гранул реагентом, в шихту при помоле дополнительно вводят спекающую добавку - водонерастворимое вещество и при грануляции - растворенную в жидкости для грануляции порообразующую добавку - водорастворимую соль минеральной кислоты, спекающая и порообразующая добавки находятся в следующем соотношении, в % сверх массы шихты: порообразующая добавка 0,1-1,5, спекающая добавка 0,1-2,0, а указанную обработку осуществляют путем капиллярной пропитки пористой оболочки гранул раствором реагента. Технический результат - упрощение технологии изготовления проппанта с нанесенным на его поверхность реагентом при сохранении прочности. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 ил., 1 пр.

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором в условиях ламинарного режима движения потока между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и по меньшей мере часть твердых частиц обладает адгезионными свойствами, способствующими агрегации твердых частиц внутри по меньшей мере жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Технический результат - обеспечение успешного гидроразрыва. 2 н. и 40 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП), преимущественно для добычи трудноизвлекаемых сланцевых углеводородов. Способ включает помол предварительно подготовленной исходной шихты на основе природного кварцполевошпатного песка и серпентинита, ее гранулирование и обжиг, во время помола в шихту дополнительно вводят легкоплавкую красножгущуюся глину при следующем соотношении компонентов, мас.%: кварцполевошпатный песок 70-90, серпентинит 5-15, красножгущаяся глина 5-15, причем глину предварительно высушивают при температуре 200-400°С, а обжиг гранул осуществляют при температуре 1100-1200°С. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение прочности проппанта. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Композиция состоит из продукта реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что она не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Буровой раствор на нефтяной основе содержит указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности регулирования реологии в широком температурном диапазоне при горизонтальном бурении и для глубоководных участков. 8 н. и 39 з.п. ф-лы, 4 пр., 5 табл.

Изобретение относится к гелеобразующим жидкостям на водной основе для обработки подземных формаций. Композиция для уменьшения времени сшивания водных растворов сшиваемого органического полимера, включающая: указанный полимер, смешанный с водной базовой жидкостью, боратный сшивающий агент, имеющий растворимость в воде при 22°С (71.6°F) в диапазоне от 0,01 кг/м3 до 10 кг/м3, и композицию модификатора сшивания в количестве, уменьшающем время сшивания, которая увеличивает скорость, с которой сшивающий агент обеспечивает гелеобразование сшиваемого органического полимера, где композиция модификатора содержит 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания. Способ обработки подземной формации включает получение жидкости для обработки, включающее смешивание водной базовой жидкости и сшиваемого загущающего органического полимера, растворимого в водной базовой жидкости, гидратирование жидкости для обработки, получение сшивающей композиции на основе бората, содержащей боратный сшивающий агент, имеющий указанную выше растворимость; получение раствора модификатора сшивания, содержащего 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания; смешивание сшивающей композиции и раствора модификатора сшивания; добавление этой смешанной композиции к гидратированной жидкости и доставку жидкости для обработки в подземную формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля сшивания при меняющихся рН и в широком интервале температур в формации. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 10 пр., 13 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин, в основном к цементированию эксплуатационных колонн, расположенных в наклонно-направленной и горизонтальной части ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности состава при цементировании скважин, в том числе пологих и горизонтальных, с малыми кольцевыми зазорами, за счет повышения прочностных показателей при малых концентрациях минеральной добавки при одновременном сохранении низких фильтрационных свойств, отсутствии водоотделения и обеспечении технологически требуемых сроков схватывания. Тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин, включающий тампонажный портландцемент ПТЦ- IG-CC-1, понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ, суперпластификатор - полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит минеральную добавку - метакаолин, или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или MIKRODUR, при следующем соотношении компонентов, мас.: ПЦТ IG-CC-1 93,35-98,9, ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5, указанный суперпластификатор 0,05-0,3, ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3, указанная минеральная добавка 0,5-1,0, хлорид кальция 0,1-2,0, вода до водоцементного отношения 0,45-0,55. 2 табл.

Наверх