Тампонажный материал с регулируемой кинетикой расширения


 


Владельцы патента RU 2525885:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин. Технический результат - создание тампонажного материала с регулируемой кинетикой расширения. Тампонажный материал с регулируемой кинетикой расширения, включающий тампонажный портландцемент, расширяющий компонент, дополнительно содержит гидрофобизатор олеат натрия или олеат калия, причем указанный гидрофобизатор предварительно смешивается с расширяющим компонентом при следующем соотношении компонентов, мас.%: тампонажный портландцемент - 85-95, расширяющий компонент - 4,975-14,5, олеат натрия или олеат калия - 0,025-0,5. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин.

Для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин применяют расширяющиеся тампонажные цементы, в которых эффект расширения обеспечивается специальной расширяющей добавкой.

Известен расширяющийся тампонажный материал, содержащий вяжущее - тампонажный портландцемент и рационально подобранную смесь ингредиентов, например гипса, с высокоглиноземистым шлаком или глиноземистым цементом [Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. стр.154-161]. Недостатком способа является недостаточная эффективность получаемой расширяющей добавки.

Известен расширяющийся тампонажный материал, содержащий тампонажный портландцемент и расширяющую добавку каустический магнезит [Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. Учеб. пособие для вузов. - 2 изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1983. C.189]. В данном тампонажном материале расширение цементного камня обеспечивается гидратацией оксида магния (MgO), образующегося в процессе обжига. Недостатком данного способа является незначительная величина расширения цементов при нормальных и низких температурах.

Наибольшее применение при креплении скважин находят тампонажные материалы, в которых в качестве расширяющей добавки к тампонажному портландцементу используются расширяющие добавки, получаемые обжигом известняка при температурах 1100-1200°С [Данюшевский B.C., Алиев P. M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987, стр.154-161]. Обжиг известняка при температурах выше 1100°С позволяет получить расширяющую добавку с замедленной скоростью гидратации, при этом существенно возрастают энергозатраты на ее получение. Недостатком указанного тампонажного материала является невысокое расширение при температурах менее 50°С.

Известен также расширяющийся тампонажный материал, получаемый смешением тампонажного портландцемента и расширяющей добавки, представленной известью обожженной при температурах 900-950°С [Данюшевский B.C., Алиев P. M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. стр.154-161].

Недостатком указанного вяжущего является быстрая скорость гидратации расширяющего компонента.

Наиболее близким к заявляемому объекту по технической сущности и достигаемому эффекту является тампонажный состав для изоляции зон поглощения, включающий портландцемент, расширяющуюся добавку, гидрофобизирующую добавку, в качестве которой используют кремнийорганическую жидкость на основе метилсиликоната натрия [Патент RU №2444553, опубл. 10.03.2012 г.]. В качестве расширяющей добавки используют сополимер карбоновых кислот акрилового ряда, их эфиров и солей.

Недостатком указанного вяжущего является быстрая скорость гидратации расширяющего компонента. Кроме того, в прототипе использована органическая расширяющаяся добавка, которая обладает низкой термостойкостью, причем при повышении давления эффект расширения резко снижается.

Целью изобретения является устранение указанных недостатков.

Поставленная цель достигается тем, что тампонажный материал с регулируемой кинетикой расширения, включающий тампонажный портландцемент, расширяющий компонент, олеат натрия или олеат калия в качестве гидрофобизирующей добавки, причем указанный гидрофобизатор предварительно смешивается с расширяющим компонентом при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Тампонажный портландцемент 85-95
Расширяющий компонент 4,975-14,5
Олеат натрия или олеат калия 0,025-0,5

Сущность изобретения заключается в следующем.

Расширяющий компонент смешивают с гидрофобизирующей добавкой, которая адсорбируется на поверхности расширяющего компонента, блокирует его поверхность, ограничивая контакт с жидкостью затворения. При этом портландцемент активно взаимодействует с водой, образуя сначала коагуляционную, а затем кристаллизационную структуру. После того как прочность структуры цементного камня наберет достаточную прочность, начинается гидратация расширяющего компонента, находящегося между кристаллами продуктов твердения. При этом расширяющий компонент увеличивает свой объем, в результате чего внутри цементного камня развиваются растягивающие напряжения, приводящие к расширению цементного камня.

В научно-технической и патентной литературе ранее не приводились сведения об использовании олеата натрия или олеата калия для регулирования скорости гидратации расширяющих добавок.

Таким образом, сказанное выше указывает на соответствие заявляемого изобретения критерию «изобретательский уровень». Пример реализации изобретения.

Тампонажный материал готовят следующим образом:

Расширяющуюся добавку смешивают с гидрофобизатором, а затем смешивают с портландцементом в заданном соотношении.

Полученную смесь затворяют водой и при ее твердении определяют коэффициент расширения на приборе ПНГ, описание которого приведено в [Данюшевский B.C., Толстых И.Ф., Мильштейн В.М. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1973, стр.283].

В качестве примера рассмотрим приготовление тампонажного материала с соотношением: тампонажный портландцемент - 90; расширяющий компонент на основе СаО - 9,75; гидрофобизатор - 0,25 (состав №3 из таблицы 1).

Для приготовления тампонажного материала взято 450 г тампонажного портландцемента ПЦТ 1-50 ГОСТ 1581-96 и 48,75 г извести и 1,25 г олеата натрия.

Расширяющую добавку смешивают с олеатом натрия, после чего полученную смесь в сухом виде перемешивают с портландцементом, получая расширяющийся тампонажный материал. Из расширяющегося тампонажного материала готовят тампонажный раствор с водоцементным отношением 0,5. Испытания полученного тампонажного материала проводят согласно ГОСТ 1581-96, а также определяют коэффициент линейного расширения. Испытания проводят при нормальных условиях. Результаты испытаний данной пробы, а также других составов приведены в табл.1.

Таким образом, приведенный пример реализации изобретения показывает его соответствие критерию «практическая применимость».

Таблица 1
Свойства тампонажного раствора
Состав, мас.% Свойства раствора Расширение, % Начало расширения, час-мин Конец расширения
ПЦ Расширяющаяся добавка ОН ОК В/Ц 2R, мм ρ, кг/м3
CaO MgO САРД
1 90 10 - - 0,5 235 1820 1,28 0-20 1 час
2 85 14,5 0,5 - 0,5 225 1800 2,78 4-50 44 час
3 90 9,75 0,25 - 0,5 235 1820 1,85 2-45 30 час
4 95 4,975 0,025 - 0,5 240 1830 1,50 0-35 6 час
5 85 14,5 - 0,5 0,5 225 1800 2,86 5-25 48 час
6 90 9,75 - 0,25 0,5 235 1820 1,90 3-00 30 час
7 95 4,975 - 0,025 0,5 240 1830 1,55 1-10 8 час
8 90 10 - - 0,5 235 1840 1,22 0-50 3 час
9 90 9,75 0,25 - 0,5 235 1840 1,25 3-15 40 час
10 90 9,75 - 0,25 0,5 235 1840 1,25 3-45 44 час
11 90 10 - - 0,5 235 1850 1,38 1-30 4 час
12 90 9,75 0,25 - 0,5 235 1850 1,45 1-45 26 час
13 90 9,75 - 0,25 0,5 235 1850 1,50 2-00 32 час
Примечания:
ПЦ - портландцемент;
САРД - сульфоалюминатная расширяющая добавка
ОН - олеат натрия;
OK - олеат калия;
В/Ц - водоцементное отношение;
2R - растекаемость.

Тампонажный материал с регулируемой кинетикой расширения, включающий тампонажный портландцемент, расширяющий компонент, отличающийся тем, что дополнительно содержит гидрофобизатор олеат натрия или олеат калия, причем указанный гидрофобизатор предварительно смешивается с расширяющим компонентом при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Тампонажный портландцемент - 85-95
Расширяющий компонент - 4,975-14,5
Олеат натрия или олеат калия - 0,025-0,5.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления АВПД.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

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.

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.

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты. Буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты содержит, мас.%: глинопорошок 3,0-5,0, органический стабилизатор - полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу 0,3-0,6, полигликоль 0,3-0,5, понизитель температуры замерзания - ацетат натрия 1,0-4,0, воду остальное. 2 з. п. ф-лы, 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к полимерным реагентам, входящим в состав буровых растворов. Реагент для обработки бурового раствора, полученный модификацией карбоксиметилцеллюлозы КМЦ в растворителе путем обработки суспензии КМЦ агентом-модификатором, выдерживания реакционной массы при нагревании, отделения продукта с помощью фильтра-пресса и сушки, где суспендируют КМЦ размером не более 200 мкм в хлороформе, в качестве агента-модификатора используют 1.1.5-тригидроперфторпентилхлорсульфит в виде раствора в хлороформе, а указанную обработку осуществляют в присутствии диметилформамида при температуре -10 - (-5)°С. Технический результат - обеспечение буровому раствору повышенных кольматирующих свойств. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов. Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта включает стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду. В качестве производного кремниевой кислоты он содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100. В качестве воды он содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) 2-5, кремнезоль с силикатным модулем 100 в количестве 2-5, указанная электрохимически активированная вода - остальное. Технический результат: увеличение коэффициента нефтевытеснения до 4,8%. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности. В способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо 25,0; соль КСl 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1,0-1,5; соляную кислоту НСl 10,0, воду остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью. Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин, содержащий натриевую соль нафтеновых кислот и воду, дополнительно содержит соапсток, омыленный натриевой щелочью, оксиалкилированный алкилфенол и метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: соапсток, омыленный натриевой щелочью 35-40, натриевая соль нафтеновых кислот 10-15, оксиалкилированный алкилфенол 5, метанол 20, вода 20-25. Технический результат - повышение осадкообразующих нефтеотмывающих свойств и отмывающих и диспергирующих свойств по отношению к АСПО. 3 пр., 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин. Состав содержит 20-25 мас.% бентонитовой глины, 55-60 мас.% углеводородной фракции, 5-10 мас.% соды кальцинированной и 5-15 мас.% портландцемента. Техническим результатом является повышение эффективности ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах и увеличение продолжительности их межремонтного периода. 2 пр.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена. Также описан способ получения такого материала, включающий получение смеси олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена путем смешивания дициклопентадиена с метакриловыми эфирами и полимерными стабилизаторами, представленными в п.2 формулы изобретения, нагрева этой смеси до температуры 150-220°C и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°С. В полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена последовательно вводят радикальный инициатор и катализатор, представленные в п.2 формулы изобретения. Далее в 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. Технический результат заключается в повышении термопрочности материала проппанта, обеспечивающего прочность на сжатие не менее 150 МПа при температуре не ниже 100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 36 пр.
Наверх