Состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах


 


Владельцы патента RU 2527443:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") (RU)

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.

 

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.

Известны составы на глиноцементной основе, применяемые для исправительного цементирования в нефтегазовых скважинах (например, при изоляции зон поглощения бурового раствора), содержащие 50-70% глино-порошка, 20-45% тампонажного цемента и около 5% инертного наполнителя, в качестве которого применяется керамзит, кварцевый песок и т.п.[1].

Известны составы, включающие цемент, гельцемент, а также гипсоцементные [1] и алебастроцементные смеси, приготавливаемые на основе дизельного топлива [2] - аналог.

Общий недостаток указанных составов [1, 2] - невозможность обеспечения надежного разобщения пластов - коллекторов с различными пластовыми давлениями и разным флюидосодержанием (нефть, нефть+газ+вода, газ, газ+газовый конденсат+вода и т.п.), что неминуемо вызывает:

- возникновение заколонных перетоков флюидов;

- потери углеводородного сырья;

- загрязнение недр и источников водоснабжения;

- ухудшение экологической обстановки и другим негативным последствиям.

При этом тампонажные составы должны одновременно удовлетворять противоречивым требованиям: с одной стороны они не должны отслаиваться от обсадных труб и раскрашиваться под действием знакопеременных нагрузок на обсадную колонну (т.е. быть пластичными), а с другой - противостоять перепадам давления в заколонном пространстве, вызывающих выдавливание легкотекучих (например, полимерных составов), нашедших применение в практике ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах.

При этом наибольшее применение нашли ремонтные составы на основе соляро-бентонитовых (СБС) и конденсато-бентонитовых (КБС) смесей, содержащих 25-30% бентонитовой глины, 70-75% углеводородной фракции (дизельное топливо - солярка или газовый конденсат) - прототип [3].

Однако опыт применения указанных ремонтных составов свидетельствует о непродолжительности достигаемого эффекта при высоких градиентах давлений и высокой приемистости заколонного пространства в изолируемой зоне (межколонные давления появляются спустя несколько месяцев после проведения ремонтно-изоляционных работ).

Задачей изобретения является увеличение продолжительности межремонтного периода скважин при высоких градиентах давлений и высокой приемистости в зоне изоляционных работ.

Техническим результатом изобретения является повышение герметизирующих свойств составов на основе СБС и КБС для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах.

Технический результат достигается тем, что состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтяных и газовых скважинах содержит бентонитовую глину (20-25%) и углеводородную фракцию (55-60%), дополнительно вводят соду кальцинированную (Na2CO3) (5-10%) и портландцемент (5-15% по массе). Это делается в целях увеличения степени диспергирования, увеличения коэффициента набухания бентонитовых глин, так и формирования внутри ремонтного состава твердой фазы (элементов «скелета»), образующейся в результате реакции ионного обмена и отверждения ремонтного состава. Наличие портландцемента способствует упрочнению структуры образующегося тела и повышению изолирующих свойств состава.

Указанную смесь тщательно перемешивают, в нее добавляют углеводородную фракцию (нефть, газовый конденсат, дизельное топливо и др.) и ее закачивают в заколонное пространство скважин до появления роста давления нагнетания (заполнения изолируемых каналов), а затем в заколонное пространство под давлением нагнетают буферную пачку технической воды, которая в полном объеме замещает углеводородную фракцию в тампонажной смеси.

После этого, в результате протекания физико-химических процессов:

- увеличивается степень диспергирования бентонитовых глин, что способствует лучшей герметизации заколонного пространства скважин;

- ионы кальция, находящиеся в составе бентонитовых глин, взаимодействуя с Na2CO3, выпадают в твердый осадок CaCO3;

- происходит отверждение портландцемента, который (вместе с CaCO3) формирует элементы «скелета», препятствующего прорыву газа через сформировавшийся за эксплуатационной колонной тампон.

Из производственного опыта известно, что осадок CaCO3 обладает хорошей адгезией к металлу труб и образует на их наружной поверхности плотное карбонатное покрытие - корку с антикоррозионными свойствами, а указанная буферная пачка с целью повышения эффективности замещения жидких углеводородов в тампонажной смеси может содержать ПАВ, что также может способствовать лучшей герметизации заколонного пространства и увеличению продолжительности межремонтного периода скважин.

Установлено, что добавление портландцемента способствует:

- ускорению процесса образования изолирующего тампона;

- снижению возможности прорыва газовой фазы через несформировавшийся ремонтный состав;

- повышению устойчивости ремонтного состава к разрушению при высоких градиентах давлений.

Следует отметить, что коэффициенты набухания различных глин под действием воды значительно отличаются друг от друга [4]. Так, коэффициент набухания - K, определенный по методике Жигача-Ярова как отношение конечного объема пробы к первоначальному, составляет:

- для Нефтеабадского глинопорошка - 2,17;

- для Саригюхского бентонита - 3,20;

- для Асконского бентонита - 5,28.

Кроме того, физико-механические свойства портландцементов различных марок значительно отличаются друг от друга.

При подборе рецептур ремонтных составов для проведении работ по ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами, необходимо применять глины с наибольшими коэффициентами набухания и портландцементы с известными свойствами.

Примеры конкретного выполнения на специальной установке:

В металлическую трубку с внутренним диаметром 40 мм (снизу установлены мелкий металлический фильтр-сетка и заглушка с отводом для фильтрата) заливали тампонажную смесь на высоту 60 мм. Выше смеси заливали воду с добавкой ПАВ на высоту 60 мм. Установку помещали в определенные температурные условия и сверху (над водой) создавали избыточное давление 0,1-0,3 МПа.

Пример 1. Тампонажный состав в % по весу:

Саригюхский бентонит 30
Дизельное топливо 55
Сода кальцинированная 5
Портландцемент Новороссийский 10

Температура опыта 45°C, избыточное давление 0,3 МПа, время воздействия - 30 мин. За время опыта количество выделившегося фильтрата (дизельного топлива) составило 30 см3. Через 24 часа образец тампонажного состава был извлечен из трубки. Установлено, что образец увеличился в размере в результате набухания глины на 20%. Образец представлял собой плотную массу не текучего состояния с относительно невысокой прочностью.

Пример 2. Тампонажный состав в % по весу:

Саригюхский бентонит 20
Дизельное топливо 55
Сода кальцинированная 10
Портландцемент Новороссийский 15

Температура опыта 45°C, избыточное давление 0,2 МПа, время воздействия - 30 мин. За время опыта количество выделившегося фильтрата (дизельного топлива) составило 25 см3. Через 24 часа образец тампонажного состава был извлечен из трубки. Установлено, что образец увеличился в размере в результате набухания глины на 10%. Образец представлял собой плотное тело с относительно определенной прочностью.

Указанный состав может быть также эффективно использован для ограничения водопритоков с скважину из нижележащих водоносных пластов.

Источники информации

1. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М., Недра, 1991 г., 251 с.

2. Поляков Л.П., Разуваев В.Д., Голиков А.Е. Новый способ изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважин. Научно-технический сборник «Бурение», №9, 1965 г., с.8-11.

3. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. М.: Издательство «Недра», 1998 г., 271 с.

4. Мариампольский Н.А., Прокошин А.Г., Савенок О.В. Механизм действия электроактивации на реологические и фильтрационные свойства буровых, промывочных и тампонажных растворов // Гипотезы, поиск, прогнозы: сб. - Краснодар. - 2000. - Вып.9. - С.288-292.

Состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтяных и газовых скважинах, содержащий бентонитовую глину и углеводородную фракцию, отличающийся тем, что дополнительно содержит соду кальцинированную и портландцемент, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонитовая глина 20-25
Углеводородная фракция 55-60
Сода кальцинированная 5-10
Портландцемент 5-15



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.

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.
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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине.

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.

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 нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

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).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

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.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты.

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

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