Тампонажный облегченный серосодержащий раствор


 


Владельцы патента RU 2524771:

Лонест Холдинг Корп. (VG)

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор включает: 9,60-36,30 мас.% портландцемента, 12,09-28,88 мас.% высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур», 9,60-12,09 мас.% дисперсной серы фракцией до 20 мк, 39,40-51,80 мас.% воды, 0,01-0,05 мас.% нитрилотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), 0,07-0,11 мас.% суперпластификатора С-3. Техническим результатом является повышение эффективности разобщения водоносных и нефтеносных пластов, изоляции высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора. 1 табл.

 

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

Для успешного разобщения водоносных и нефтегазоносных пластов в процессе крепления обсадных колонн, в выработанных пластах с аномально низким пластовым давлением (АНПД) на площадях с высоким содержанием сероводорода, 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, коррозионной стойкости.

Известны облегченные тампонажные растворы, включающие вяжущее, добавки и воду (см. «Справочное руководство по тампонажным материалам», В.С. Данюшевский и др., Москва, «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 являются:

- недостаточная коррозионная стойкость в сероводородосодержащих средах;

- низкие проникающие свойства в проницаемых пластах;

- низкие изоляционные свойства в средах, содержащих сероводород.

На месторождениях, содержащих сероводород, требуются облегченные тампонажные растворы с более высокой коррозионной стойкостью, которые можно получить с добавками, имеющими органогенный состав (сера, уголь, смола, резина и пр.).

Известен тампонажный материал для высокотемпературных скважин по патенту RU №2198999, включающий вяжущее, измельченную серу, при следующем соотношении компонентов, масс.%: вяжущее 80-95, измельченная сера - остальное, в качестве вяжущего используется портландцемент, шлакопортландцемент, глиноземистый цемент, шлакопесчаная смесь.

Недостатками данного тампонажного материала являются:

- невозможность приготовления раствора плотностью менее 1,75 г/см3;

- необходимость наличия высокой температуры (120°C) на забое скважин при проведении технологических работ.

Наиболее близким к предлагаемому решению является тампонажный состав по патенту RU №2202033, включающий масс.%: неорганическое вяжущее - портландцемент - 59,0-65,0, ингибирующую добавку - серу или пирит - 3,0-12,0 и в качестве жидкого затворения - 5-10% водный раствор СаСl2 или 5-10% водный раствор твердого отхода производства соды, или воду.

Недостатком известного тампонажного раствора являются:

- невозможность его приготовления плотностью ниже 1,7-1,75 г/см3, так как тампонажный цемент имеет относительно малую удельную поверхность 2500-3500 см2/г и при добавках избыточной воды и серы или пирита 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, повышения адгезионного сцепления камня с горной породой и обсадной колонной, повышения коррозионной стойкости камня.

Технический результат направлен на создание облегченного тампонажного раствора плотностью до 1,40 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 облегченный серосодержащий раствор содержит вяжущее, дисперсную серу фракцией до 20 мк, воду, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ, а в качестве вяжущего содержит смесь портландцемента и высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур» при следующих соотношениях компонентов, масс.%:

Портландцемент 36,30-9,60
Высоководопотребное тонкомолотое
вяжущее с удельной поверхностью
20000-25000 см2/г «Микродур» 12,09-28,88
Дисперсная сера фракцией до 20 мк 12,09-9,60
Вода 39,40-51,80
Реологические добавки:
Нитрилотриметиленфосфоновая
кислота - НТФ 0,05-0,01
Суперпластификатор С-3 0,07-0,11

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в тампонажном облегченном серосодержащем растворе используются невысокой плотности наполнитель - дисперсная сера фракцией не более 20 мк и высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г Микродур, 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 скважин и обсадной колонной в условиях нормальных и повышенных температур.

Дисперсную серу фракцией до 20 мк в предлагаемом тампонажном облегченном растворе используют в качестве облегчающей добавки и адгезионного компонента обсадной колонны, поскольку при спуске и промывке ее в условиях поступления слабой кислоты Н2S стенки обсадной колонны покрыты микропленкой FeS.

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

В предлагаемом тампонажном облегченном серосодержащем растворе в качестве высоководопотребного тонкодисперсного вяжущего используют особотонкомолотый цемент «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 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.

В отличие от прототипа использование тонкодисперсного вяжущего «Микродур» позволяет в большем объеме связать воду затворения и уплотнить структуру камня и обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность. Это обусловлено тем, что тонкодисперсное вяжущее способно связывать воду во много раз больше, так как водотвердое отношение 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 дисперсной серы составляет 12,09-9,60 масс.%. При увеличении содержания серы более 12,09 масс.% снижается прочность камня. Добавка серы менее 9,60 масс.% приводит к повышению плотности раствора. Следует добавить, что добавка к чистому портландцементу незначительно облегчает плотность состава, а добавка к чистому «Микродуру» существенно снижает их прочность.

Оптимальным содержанием основных реологических компонентов в заявляемом тампонажном облегченном серосодержащем растворе является -НТФ от 0,01 до 0,05 масс.% и суперпластификатора С-3 от 0,07 до 0,11 масс.%. При этом добавка НТФ менее 0,05 масс.% сокращает скорость загустевания составов с повышенным содержанием портландцемента, а увеличение добавки свыше 0,01 масс.% приводит к замедлению процесса схватывания и снижению прочности камня в первоначальный период для составов с «Микродуром». Содержание суперпластификатора С-3 более 0,11 масс.% приводит к снижению стабильности раствора и к его расслаиванию, а при содержании менее 0,07 масс.% растекаемость раствора уменьшается, т.е. раствор становится непрокачиваемым.

В промысловых условиях тампонажный облегченный серосодержащий раствор готовят двумя способами.

При первом способе готовится сухая тампонажная смесь вяжущего и серы с использованием смешивающих устройств и силосных емкостей в условиях производственной базы. 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 С-3 и НТО 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 С-3 и замедлителя НТФ. После чего при постоянном перемешивании в данную осреднительную емкость добавляют расчетное количество серы, а затем с помощью цементовозов или смесительных машин добавляют 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, водоотделение 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;

- портландцемент;

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

- дисперсная сера фракцией до 20 мк;

- суперпластификатор С-3;

- нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ.

Пример.

При проведении испытаний (см. состав 4 таблица 1,) вначале готовят жидкость затворения с добавкой 0,2 г (0,11 масс.%) суперпластификатора С-3, 0,15 г (0,01 масс.%) НТФ на 107,6 г (51,8 масс.%) воды. Затем при постоянном перемешивании последовательно вводят 20 г (9,6 масс.%) портландцемента, 60 г (28,88 масс.%) Микродура - 261R-X и 20 г (9,6 масс.%) дисперсной серы. После перемешивания раствора в течение 3-х минут замеряют его растекаемость и плотность и заливают тампонажный раствор в консистометр (без давления) для определения загустевания при 75°C. Кроме того, формируют образцы в заданных условиях для определения прочности тампонажного камня на сжатие.

Тампонажный облегченный серосодержащий раствор предлагаемого состава с содержанием указанных компонентов в заявляемых пределах обладает пониженной плотностью (1,40 г/см3), нормативным значением растекаемости (240 мм) (см. состав 4 таблица 1), временем прокачиваемости 8-00 часов и прочностью на сжатие 5,5 МПа через 2 суток твердения при температуре 75°C. Значения растекаемости и времени прокачиваемости позволяют обеспечить процесс доставки тампонажного облегченного серосодержащего раствора на значительную глубину.

Применение предлагаемого тампонажного облегченного серосодержащего раствора позволит:

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

- повысить прочность адгезионного сцепления камня с горной породой и обсадной колонной;

- сократить затраты времени и расход материалов при ликвидациях поглощений бурового раствора и технологических жидкостей.

Использование заявляемого тампонажного раствора позволит сократить затраты времени и расход материалов на работы по креплению обсадных колонн, а также с работами связанными с разобщением водоносных и нефтеносных пластов и ликвидациях поглощений бурового раствора.

Тампонажный облегченный серосодержащий раствор, включающий вяжущее, дисперсную серу фракцией до 20 мк, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит реологические добавки: суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ, а в качестве вяжущего содержит смесь портландцемента и высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур» при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

Портландцемент 9,60-36,30
Высоководопотребное тонкомолотое
вяжущее с удельной поверхностью
20000-25000 см2/г «Микродур» 12,09-28,88
Дисперсная сера фракцией до 20 мк 9,60-12,09
Вода 39,40-51,80
Реологические добавки:
Нитрилотриметиленфосфоновая
Кислота - НТФ 0,01-0,05
Суперпластификатор С-3 0,07-0,11



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами.
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением.

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.
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 газо-нефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа. Способ получения материала для проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов с содержанием тримеров и тетрамеров 5-60 мас.% путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере, один из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из метакрилатов, выбранных из приведенной группы, и катализатор - соединение приведенной общей формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерный стабилизатор или смесь стабилизаторов 0,1-3, радикальный инициатор или смесь инициаторов 0,1-4, метакрилат или смесь метакрилатов 0,3-30, катализатор 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры.

Изобретение относится к нефте-, газодобычи с применением проппантов. Способ получения проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере одного из полимерных стабилизаторов, выбранных из указанной группы, по крайней мере одного из радикальных инициаторов, выбранных из указанных соединений, или их смеси, и катализатора - соединения приведенной формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, масс.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3; радикальные инициаторы 0,1-4; катализатор 0,001-0,02; смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу выдерживают при температуре 20-50°С в течение 1-40 минут, после чего вводят в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду, содержащую ПАВ из указанной группы, где смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°С, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, образовавшиеся микросферы отделяют от воды, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°С и выдерживают в указанной среде при данной температуре в течение 1-360 мин.

Представлен способ отклонения закачиваемой рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, при гидравлическом разрыве пласта. Способ гидравлического разрыва подземной формации включает закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с-1 при внешних условиях.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Гипсомагнезиальный тампонажный раствор содержит 4,01-5,13 масс.% хлорида кальция СаСl2, 7,56-9,68 масс.% хлорида бария ВаСl2, 8,12-11,17 масс.% хлорида магния MgCl2·6Н2O (плотностью 1,32 г/см3), 23,96-29,89 масс.% сульфата алюминия Al2(SO4)3·18H2O (сернокислого глинозема), 1,82-2,33 масс.% окиси магния MgO (каустического магнезита), 24,81-31,77 масс.% воды, 9,34-29,18 масс.% микродура, 0,36-0,46 масс.% суперпластификатора С-3, 0,18-0,23 масс.% НТФ. Техническим результатом является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения, а также повышение эффективности и надежности проводимых изоляционных и ремонтных работ. 1 табл.
Наверх