Способ текущего ремонта подземных скважин



Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин
Способ текущего ремонта подземных скважин

 


Владельцы патента RU 2551605:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею. При этом частицы кремнезема реагируют с затвердевшим цементом с образованием уплотнения. 7 з.п. ф-лы, 12 ил., 4 табл.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Положения в настоящем разделе представляют только базовую информацию, касающуюся данного изобретения, и не могут рассматриваться как прототип.

Настоящее изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин, в частности, композициям текучих сред и способам ремонтных работ в то время, когда композиции текучих сред нагнетают в ствол скважины и приводят в контакт с цементами в скважине, размещенными во время первичного цементирования или предшествующих операций с цементированием.

Во время строительства подземной скважины могут потребоваться ремонтные работы для поддержания ствола скважины в целостном состоянии в процессе бурения для разрешения возникающих при бурении проблем или для исправления дефектов, возникших при работах с первичным цементированием. Целостность ствола скважины может нарушаться при бурении через механически слабые пласты, что приводит к кавернообразованию в стволе скважины. Для герметизации и укрепления стенок буровой скважины могут быть использованы цементные растворы. Исправительное цементирование представляет собой общеупотребительный способ ремонта дефектов, возникших при работах с первичным цементированием, чтобы либо обеспечить возможность дальнейшего бурения, либо создать надлежащую зональную изоляцию для производительной добычи из скважины.

Во время эксплуатации скважины операции исправительного цементирования могут быть выполнены для восстановления производительности добычи, изменения эксплуатационных характеристик (например, для изменения соотношения «газ/нефть» или для регулирования водопритока), или ремонта корродированных трубных конструкций.

Во время обработки для стимуляции скважины обрабатывающие текучие среды должны поступать в целевые зоны и не протекать за пределы обсадной колонны. Если есть подозрения насчет плохой зональной изоляции позади эксплуатационной обсадной колонны, может понадобиться обработка для вторичного цементирования.

Ликвидация скважины часто включает размещение цементных пробок для обеспечения долговременной зональной изоляции между геологическими пластами, чтобы воспроизвести предшествующие естественные барьеры между зонами. Однако до того как скважина может быть ликвидирована, должны быть загерметизированы неплотности в кольцевых соединениях. Для этой цели могут быть применены способы цементирования под давлением.

Традиционные системы цементирующих текучих сред, используемые во время операций цементирования под давлением, включают портландцементные растворы, кальциево-алюминатные цементные суспензии и органические смолы на основе эпоксидов или фуранов.

Портландцементные растворы, приготовленные, например, из тампонажного цемента Класса Н или Класса G согласно стандартам ISO/API, являются общепризнанными наиболее употребительными цементирующими текучими средами, применяемыми в операциях исправительного цементирования. Они проявляют удовлетворительную эффективность во многих вариантах применения; однако когда размер полости, из которой происходит утечка текучей среды, является очень малым, величина цементных частиц может оказаться слишком большой для поступления в полость и ее герметизации. Острота этой проблемы была в значительной степени ослаблена размалыванием портландцементного клинкера до более тонкого гранулометрического состава. Примером портландцементной системы с малоразмерными частицами, или мелкодисперсной, является продукт SqueezeCRETETM, производимый фирмой Schlumberger. В особенности, системы SqueezeCRETE способны герметизировать полости или трещины с такой малой величиной, как около 100 микрометров.

Несмотря на успешное применение мелкодисперсных цементов, утечки все еще могут происходить, когда полости или трещины в цементной оболочке являются меньшими, чем 100 микрометров. Поэтому желательно создать средство для герметизации таких малых полостей и трещин в цементной оболочке или рядом с нею и обеспечить зональную изоляцию.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение представляет средство для герметизации полостей и трещин в цементной оболочке или рядом с нею в подземной скважине, и создает зональную изоляцию введением прокачиваемой герметизирующей композиции для формирования гидравлической изоляции в цементированной подземной скважине, включающей суспензию частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств.

В первом аспекте настоящее изобретение представляет прокачиваемые герметизирующие композиции со способностью внедряться и герметизировать полости и трещины в цементной оболочке, меньшие 100 микрометров. Будет понятно, что, хотя основное внимание сосредоточено на герметизации полостей и трещин с величиной предпочтительно менее 100 микрометров, изобретение не ограничивается этим размерным критерием.

Герметизирующие композиции предпочтительно включают суспензии частиц кремнезема со средним размером частиц (d50), меньшим или равным 1 микрометру. Указанные суспензии включают коллоидальный кремнезем, тонкодисперсный кремнеземный порошок или оба и сами по себе не имеют цементирующих свойств. Однако при поступлении в полости и трещины в цементной оболочке или рядом с нею, и при контакте с поверхностями затвердевшего цемента кремнеземные суспензии реагируют и образуют уплотнение путем гелеобразования, которое предотвращает дальнейшую утечку. Скорость гелеобразования можно регулировать нагнетанием заполнителя перед кремнеземными суспензиями. Заполнитель может содержать, например, рН-буфер, растворимые соли, соединения, образующие комплексы с многовалентными ионами, или их комбинации. Кремнеземная суспензия также может содержать рН-буфер, растворимые соли, соединения, образующие комплексы с многовалентными ионами, или их комбинации.

В еще одном аспекте настоящее изобретение имеет целью способ текущего ремонта цементированной буровой скважины в контакте с подземным пластом, включающий стадии, в которых нагнетают герметизирующую композицию, включающую суспензию кремнеземных частиц, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею, и обеспечивают герметизирующему составу возможность реагировать с затвердевшим цементом с образованием уплотнения. Указанный способ текущего ремонта подземной скважины предпочтительно включает стадии, в которых готовят прокачиваемую суспензию кремнеземных частиц, содержащую частицы со средним диаметром (d50), меньшим 1 микрометра, нагнетают суспензию в подземную скважину и обеспечивают поступление суспензии в полости и трещины в цементной оболочке или рядом с нею, пока суспензия не прореагирует и не образует уплотнение. Способ дополнительно может включать стадию, в которой нагнетают вытеснительную жидкость перед суспензией кремнезема, причем вытеснительная жидкость включает рН-буфер, растворимые соли, соединения, образующие комплексы с многовалентными ионами, или их комбинации.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для более полного понимания настоящего изобретения и его преимуществ теперь будут приведены нижеследующие описания в сочетании с сопроводительными чертежами.

Фиг.1 представляет график, показывающий гранулометрический состав суспензии тонкодисперсного кремнезема, как используемой в примерах.

Фиг.2 представляет серию чертежей, которые показывают лабораторный способ получения образцов затвердевшего цемента с трещинами, величиной менее 100 микрометров.

Фиг.3 представляет чертеж поперечного сечения, который изображает приготовление образца перед введением кремнеземной суспензии.

Фиг.4 представляет схематическую диаграмму устройства, применяемого для наблюдения поведения кремнеземной суспензии, введенной в моделированные трещины в образцах затвердевшего цемента.

Фиг.5 представляет график изменения давления со временем в процессе введения суспензии тонкодисперсного кремнезема в начальном периоде (после 4 минут после начала введения).

Фиг.6 представляет график изменения давления со временем в процессе введения суспензии тонкодисперсного кремнезема в позднем периоде (через 11,5 минут после начала введения).

Фиг.7 представляет график изменения давления со временем в процессе введения коллоидального кремнезема.

Фиг.8 представляет график зависимости между сдвиговой нагрузкой и напряжением, изображающий реологическое поведение суспензии тонкодисперсного кремнезема в воде.

Фиг.9 представляет график зависимости между сдвиговой нагрузкой и напряжением, изображающий влияние гидроксида кальция на реологическое поведение суспензии тонкодисперсного кремнезема в воде.

Фиг.10 представляет график зависимости между сдвиговой нагрузкой и деформацией, изображающий влияние гидроксида кальция на реологическое поведение суспензии тонкодисперсного кремнезема в воде.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Сначала следует отметить, что при разработке любого такого реального варианта исполнения нужно принимать многочисленные специфические для условий применения решения, чтобы достигнуть конкретных целей, поставленных разработчиком, такие как согласованность с ограничениями, касающимися системы и деловой активности, которые будут варьировать от одного варианта применения к другому. Более того, будет понятно, что такие конструкторские работы могли бы быть сложными и занимающими много времени, но тем не менее были бы обыденной практикой для специалистов с обычной квалификацией в этой области технологии, имеющих благоприятную возможность располагать настоящим изобретением. В дополнение, использованная/раскрытая здесь композиция также может включать некоторые компоненты, иные, нежели указанные компоненты. В разделе «Сущность изобретения» и этом подробном описании каждое численное значение следует читать только как модифицированное термином «около» (если только уже не модифицированное специально) и затем прочитывать опять как не модифицированное таким образом, если контекстом не оговорено нечто иное. Кроме того, в разделе «Сущность изобретения» и этом подробном описании следует принимать во внимание, что концентрационный диапазон, перечисленный или описанный как применимый, пригодный или тому подобный, предполагает, что любую и каждую концентрацию в пределах диапазона, включая конечные точки, нужно рассматривать как конкретно указанную. Например, «диапазон от 1 до 10» следует читать как показывающий каждое и всякое возможное число вдоль континуума между около 1 и около 10. Таким образом, даже если конкретные измерительные точки в пределах диапазона или даже не информационные точки в пределах диапазона, определенно идентифицированы или указаны только как немногие конкретные, должно быть понятно, что авторы настоящего изобретения принимают во внимание и понимают, что любые или все измерительные точки в пределах диапазона следует рассматривать как конкретно указанные и что авторы настоящего изобретения обладают знанием обо всем диапазоне и всех точках в пределах диапазона.

Авторы настоящего изобретения неожиданно обнаружили, что суспензии частиц кремнезема с величиной менее одного микрометра при поступлении в полости или трещины, которые находятся в контакте с портландцементом, будут образовывать гель и формировать уплотнение. Будет понятно, что, в отличие от портландцементных растворов, сами по себе кремнеземные суспензии не имеют цементирующих свойств. Вместо этого частицы кремнезема реагируют с поверхностью затвердевшего портландцемента и коагулируют или образуют гель. Без намерения вдаваться в какую-нибудь теорию, представляется, что с течением времени частицы кремнезема реагируют с остаточным гидроксидом кальция в затвердевшем портландцементе с образованием геля из гидрата силиката кальция, дополнительно укрепляющего уплотнение. Затвердевший портландцемент содержит приблизительно 20% по весу гидроксида кальция, будучи отвержденным при температуре ниже 110°С. При более высоких температурах гель, составленный гидратом силиката кальция, реагирует с остаточным гидратом силиката кальция и расходует его с образованием других минералов на основе гидрата силиката кальция, таких как альфа-дикальцийсиликатгидрат, тоберморит, ксонотлит и трускоттит.

Будет понятно, что кремнеземные суспензии могут взаимодействовать с другими цементами, которые содержат многовалентные ионы, включающие, но не ограничивающиеся таковыми, смеси извести и кремнезема, смеси извести и вулканического кремнистого туфа, кальций-алюминатный цемент, магнезиальный цемент Сореля, химически модифицированные фосфатные керамические материалы и геополимеры.

Суспензии частиц кремнезема могут представлять собой, но не ограничиваются таковыми, суспензии тонкодисперсного кремнезема, суспензии коллоидального кремнезема или оба этих типа. Типичной суспензией тонкодисперсного кремнезема является MicroblokTM от фирмы Elkem. Источники суспензий коллоидального кремнезема включают продукты LudoxTM от фирмы Grace Davison, BindzilTM от фирмы Akzo Nobel, продукты NexSilTM и NyacolTM от фирмы Nyacol Nano Technologies, Inc., и продукты KostrosolTM и KostrosorbTM от фирмы Chemiwerk Bad Kostritz.

Скорость, при которой, или степень, до которой происходит гелеобразование кремнеземной суспензии, может быть модифицирована регулированием химических свойств окружающей среды. Это иллюстрировано в руководстве, озаглавленном The Chemistry of Silica («Химия кремнезема») автора R.K. Iler, издательство John Wiley & Sons (1979), которое включено здесь ссылкой во всей своей полноте. Ознакомление с фиг.4.13 в указанном руководстве показывает, что регулирование величины рН, добавление электролитов и введение смешивающихся с водой органических жидкостей оказывают влияние на характеристики гелеобразования суспензий коллоидального кремнезема. Снижение величины рН в основном будет замедлять гелеобразование, и это может быть выполнено нагнетанием заполнителя с низким значением рН перед кремнеземной суспензией или добавлением буфера к кремнеземной суспензии. Смешивающиеся с водой органические жидкости, такие как спирты, также замедляют гелеобразование. С другой стороны, добавление электролитов, таких как хлорид натрия, в основном ускоряет гелеобразование.

Реакцию между частицами кремнезема и гидроксидом кальция с образованием геля из гидрата силиката кальция можно контролировать добавлением соединений, связывающих многовалентные ионы. Снижение доступности ионов кальция будет замедлять реакцию. Авторы настоящего изобретения представляют себе добавление хелатирующих реагентов на основе этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA), диэтилентриаминпентауксусной кислоты (DTPA), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусной кислоты (HEDTA), гидроксиэтилиминодиуксусной кислоты (HEIDA) и триэтаноламина. Будет понятно, что этот список не является исчерпывающим, и настоящее изобретение не ограничивается хелатирующими реагентами на основе аминов.

Также будет понятно, что кремнеземные суспензии могут также содержать дополнительные материалы со средними размерами частиц (d50), меньшими или равными одному микрометру. Такие материалы включают, но не ограничиваются таковыми, латексы, диоксид титана и тетраоксид марганца.

Настоящее изобретение также охватывает способ текущего ремонта подземной скважины, включающий стадию, в которой нагнетают одну или более описанных ранее суспензий частиц кремнезема в подземную скважину, которая была зацементирована. Суспензия частиц кремнезема поступает в полости, трещины или те и другие, находящиеся в цементной оболочке или рядом с нею. Частицы кремнезема реагируют с цементной оболочкой, формируют уплотнение и создают гидравлическую изоляцию. Способ размещения может дополнительно включать регулирование скорости, с которой частицы кремнезема реагируют с затвердевшим цементом с образованием уплотнения - нагнетанием кислотной вытеснительной жидкости перед кремнеземной суспензией, в том числе кислотного буфера в кремнеземной суспензии, в том числе реагентов, связывающих многовалентные ионы в кремнеземной суспензии, или их комбинацию.

Способ размещения может включать многообразные способы исправления, известные квалифицированным специалистам в этой области технологии, и для транспортирования суспензий в ствол скважины может быть использована гибкая насосно-компрессорная труба. Еще один способ размещения включает динамический испытатель пластов на кабеле в обсаженной колонне (CHDT), производимый фирмой Schlumberger, и описанный в патенте США 5195588 и издании Schlumberger Publication FE_3_002_2, “CHDT Cased Hole Dynamics Tester” («Динамический испытатель пластов на кабеле в обсаженной колонне (CHDT)»), июнь 2003 года. Инструмент CHDT обычно используют для взятия образцов пластовых текучих сред из подземной скважины, а также для проведения гидравлических испытаний на герметичность. Вместо того, чтобы применять CHDT для извлечения текучей среды, авторы настоящего изобретения представляют себе обратное - применение инструмента для введения кремнеземных суспензий. Поскольку сами по себе кремнеземные суспензии не имеют цементирующих свойств, на самом деле существует минимальная опасность закупоривания инструмента.

Нижеследующие примеры служат для дополнительной иллюстрации изобретения. Использованные в примерах материалы являются общедоступными и применяются в промышленности для цементирования скважин.

ПРИМЕР 1

Небольшие пластиковые контейнеры заполнили 6,5 г (4,6 мл) 50%-ной по весу суспензии тонкодисперсного кремнезема. Гранулометрический состав тонкодисперсного кремнезема показан на фиг.1. Три раствора приготовили следующим образом.

1. Са(ОН)2 с концентрацией 0,019 моль/л: рН 11,5

2. CaCl2 с концентрацией 0,022 моль/л: рН 5

3. NaOH с концентрацией 0,033 моль/л: рН 11,5

Концентрация Са(ОН)2 в растворе была ниже предела растворимости гидроксида кальция.

В два отдельных контейнера с суспензией тонкодисперсного кремнезема добавили 1 мл и 2 мл раствора гидроксида кальция, осторожно перемешали и оставили стоять в течение ночи. В третий и четвертый контейнеры с суспензией тонкодисперсного кремнезема добавили 2 мл раствора хлорида кальция и 2 мл раствора гидроксида натрия, осторожно перемешали и оставили стоять в течение ночи. На следующий день суспензия тонкодисперсного кремнезема, содержащая 2 мл гидроксида кальция, образовала прочный гель. Суспензия тонкодисперсного кремнезема, содержащая раствор NaOH, желатинизировалась частично, тогда как два других раствора были по-прежнему жидкотекучими. Эти результаты показывают, что для гелеобразования суспензий тонкодисперсного кремнезема требуются как многовалентные ионы, так и повышенное значение рН.

ПРИМЕР 2

Небольшие пластиковые контейнеры заполнили 20 г коллоидального кремнезема (Kostrosol 0830 от фирмы Chemiewerk Bad Kostritz; размер частиц: 8 нм; концентрация: 30% по весу). Три раствора приготовили следующим образом.

1. MgCl2 с концентрацией 0,019 моль/л: рН 11,5

2. FeCl3 с концентрацией 0,022 моль/л: рН 5

3. NaCl с концентрацией 0,033 моль/л: рН 11,5

В коллоидальный кремнезем порциями (приблизительно по 0,5 г за раз) добавили различные растворы рассолов, и смеси встряхнули. Количества раствора, необходимые для образования высоковязкой массы, были измерены и отмечены ниже.

MgCl2: 1,3 г раствора, соответственно 0,001 моль.

FeCl3: 1,6 г раствора, соответственно 0,003 моль.

NaCl: 2,4 г раствора, соответственно 0,008 моль.

Раствор хлорида натрия не сразу же вызывал значительное повышение вязкости; скорее, гель образовывался после стояния смеси в течение ночи. Рассолы на основе магния и железа были склонны вызывать коагуляцию смесей вместо их желатинирования. Однако все были бы пригодны для закупоривания мелких трещин, поскольку синерезиса не происходило.

ПРИМЕР 3

Приготовили раствор хлорида кальция с концентрацией 0,5 моль/л. Величина рН раствора составляла 5,0; 2 г раствора хлорида кальция добавили к 20 г суспензии тонкодисперсного кремнезема (описанной в Примере 1), и смесь образовала гель в течение нескольких минут. Гель можно было разрушить встряхиванием. Подобное испытание с использованием 20 г коллоидального кремнезема (описанного в Примере 2) привело к образованию коагулированной системы, которая утратила текучесть.

ПРИМЕР 4

Затвердевший портландцемент содержит приблизительно 20% по весу гидроксида кальция, когда затвердевает при температурах ниже около 110°С. Когда суспензию тонкодисперсных частиц кремнезема приводят в контакт с поверхностью цемента, величина рН раствора повышается и образуется прочный гель. Начальное значение рН 50%-ной по весу суспензии тонкодисперсного кремнезема составляет от 5 до 6,5. Кусок затвердевшего портландцемента поместили в небольшой контейнер, и вокруг цемента налили суспензию тонкодисперсного кремнезема. Контейнер закрыли и оставили стоять при комнатной температуре в течение 72 часов. При проверке кремнеземная суспензия образовала очень прочный гель.

ПРИМЕР 5

Подготовили испытательные образцы для моделирования трещины в цементной оболочке, чтобы оценить эффективность кремнеземной суспензии в блокировании мелких трещин. Фиг.2 показывает диаграмму приготовления образцов. Общеупотребительную цементную систему Класса G согласно стандарту ISO/API с насыпной плотностью 1890 кг/м3 приготовили и отвердили в течение 3 дней при температуре 60°С в цилиндрической опалубке. Затем из отливки вырезали керн в виде цилиндра 1 с диаметром 37 мм и затем разрезали по длине (фиг.2А). Ширина пропила 2 составляла приблизительно 2 мм. Затем две половины (3 и 4) цилиндра разместили с прижатыми друг к другу их плоскими лицевыми поверхностями (фиг.2В). Недостающей шириной вследствие пропила было обусловлено некруглое поперечное сечение 5. Сборный блок из фиг.1В вставили в штукатурный раствор для прочного скрепления двух кусков между собой. Когда штукатурный раствор затвердел, из образца вырезали испытательный образец 6 керна с диаметром 25 мм так, чтобы продольная щель проходила по середине полученного керна, и поперечное сечение керна с диаметром 25 мм было идеально круглым (фиг.2С), то есть, чтобы не было «пропущенной» части вследствие пропила. Этим путем приготовили несколько образцов с длинами между 5-7 см.

Затем в одной плоской лицевой поверхности одного из цилиндров пропилили напильником небольшой паз 7 для создания канала по всей длине образца (фиг.3). Затем сборный блок вставили в резиновую манжету 8 ячейки Хасслера.

Фиг.4 показывает компоновку оборудования для эксперимента. Насос 9 представляет собой насос для HPLC (высокоэффективной жидкостной хроматографии) модели P-500 от фирмы Pharmacia. Ячейка 10 Хасслера модели DCH0-1.0 от фирмы Temco имеет рабочее давление 34 МПа. Насос 11 для обжимающего давления представляет собой портативный тестер гидравлического давления модели Т620 от фирмы Ametek. Между ячейкой Хасслера и насосом для обжимающего давления размещают устройство 18 для сброса давления. Величину обжимающего давления показывает аналоговый манометр 12. Датчики (13 и 14) давления фирмы Validyne с формирователями сигнала CD23 соединены с самописцем 15 фирмы Kipp and Zonen. Датчик 14 давления представляет собой полноформатный преобразователь на 25 psi (172,35 кПа), который может быть изолирован от системы клапаном 17 при повышении давления. Датчик 13 представляет собой измерительный преобразователь давления на 200 psi (1,38 МПа). Датчики давления были откалиброваны по калибратору давления РРСЕ фирмы Ametek Jofra Instruments. Вытеснительный цилиндр 16 (без справочной информации) используют, чтобы кремнеземную суспензию не надо было нагнетать через HPLC-насос. При необходимости цилиндр заполняют кремнеземной суспензией и в верхнюю часть HPLC-насосом нагнетают воду для вытеснения кремнеземной суспензии через цементный образец. Цилиндр шунтируют, когда нагнетают только воду. Происходило бы небольшое разбавление кремнеземной суспензии в верхней части на границе раздела «кремнеземная суспензия/вода», но цилиндр никогда не опустошали полностью, так что разбавление на результаты не влияло.

Методика испытания состояла из стадий, в которых испытательный образец загружали в ячейку, прилагали обжимающее давление величиной 3 МПа, пропускали поток воды с различными скоростями и измеряли давление; при необходимости изолировали датчик Р3 давления, добавляли кремнеземную суспензию в вытеснительный цилиндр и начинали нагнетание через керн, отслеживали давление, прекращали нагнетание в течение заданного времени, возобновляли нагнетание и определяли полученное максимальное давление.

Первоначально пропускали поток воды через канал для определения эффективной ширины канала с использованием уравнения для течения ньютоновской текучей среды через паз.

Уравнение 1

где: “s” представляет высоту канала (в метрах (м)); “μ” представляет вязкость текучей среды (Па·сек); “L” представляет длину канала (м); “Q” представляет величину расхода потока (м3/сек); ΔР представляет перепад давления в пределах образца (Па); “w” представляет ширину канала (м).

Перед нагнетанием кремнеземной суспензии измерили среднюю ширину выгравированного канала, и среднюю высоту канала рассчитали по Уравнению 1 с использованием измеренных параметров течения воды, показанных в Таблице 1.

Таблица 1
Расчетная высота паза по измерениям параметров течения воды. Длина паза = 60,7 мм, ширина паза = 8,5 мм
Расход потока (мл/час) Давление (psi) Расчетная высота паза (мкм) из Уравнения 1
400 8,6 (59,3 кПа) 56
300 6,3 (43,4 кПа) 57
200 3,9 (26,9 кПа) 58
100 1,4 (9,6 кПа) 65

Затем в паз нагнетали 50%-ную по весу суспензию тонкодисперсного кремнезема с величиной расхода 100 мл/час. Сначала инжекционное давление повышалось до 43 psi (296,4 кПа), и затем давление снижалось, когда гель разрушался (фиг.5), до минимальной величины 12 psi (82,7 кПа). Гель формировался до давления 85 psi (586 кПа), и затем давление снижалось до 62 psi (427,4 кПа) перед наращиванием до максимальных 199 psi (1,37 МПа). Насос остановили, и давление снизилось. Нагнетание возобновили, и инжекционное давление повысилось до 199 psi (1,37 МПа), и нагнетание прекратили (фиг.6). В этот момент снижение давления было очень медленным, показывая, что суспензия тонкодисперсного кремнезема заблокировала трещину и могла бы противостоять высокому перепаду давлений - приблизительно в 200 psi (1,38 МПа) на дистанции длиной менее 3 дюймов (76,2 мм).

ПРИМЕР 6

Провели испытание, подобное описанному в Примере 5, на этот раз с суспензией коллоидального кремнезема, содержащей 30% по весу частиц кремнезема с размером ≈8 нм. Удельная площадь поверхности частиц кремнезема варьировала от 260-330 м2/г. Высота канала, полученная по измерениям параметров течения воды, показана в Таблице 2.

Таблица 2
Расчетная высота паза по измерениям параметров течения воды. Длина паза = 48,6 мм, ширина паза = 8,6 мм
Расход потока (мл/час) Давление (psi) Расчетная высота паза (мкм) из Уравнения 1
300 8,6 (59,3 кПа) 55
200 2,8 (19,3 кПа) 58
100 0,8 (5,5 кПа) 70

Суспензию коллоидального кремнезема нагнетали в паз при величине расхода потока 100 мл/час, и, как показано на фиг.7, давление повышалось во время первых 10 минут нагнетания. В течение этого времени отмечалось некоторое возрастание вязкости суспензии коллоидального кремнезема, что проявлялось в небольшом повышении давления. Во время нагнетания максимальное давление в 12 psi (82,7 кПа) было достигнуто через 20 минут. Это было ниже, чем давление, измеренное во время нагнетания суспензии тонкодисперсного кремнезема (Пример 5). Нагнетание остановили, и систему оставили в покое на 18 часов. Вновь запустили нагнетательный насос при величине расхода потока 100 мл/час, и инжекционное давление быстро достигло 180 psi (1,24 МПа). Насос остановили, и систему оставили в покое на 4 часа для ослабления давления. Затем вновь запустили насос при величине расхода потока 25 мл/час, и опять давление быстро достигло уровня 180 psi (1,24 МПа), и насос остановили.

ПРИМЕР 7

Измерили реологическое поведение 50%-ной по весу суспензии тонкодисперсного кремнезема, подвергнутой воздействию гидроксида кальция. Измерили вязкость неразбавленной суспензии при температуре окружающей среды с использованием реометра Болина с регулируемым напряжением сдвига, приспособленного к геометрической форме концентрического цилиндрического измерительного инструмента. Фиг.8 представляет график зависимости «скорость сдвига/напряжение сдвига», который показывает поведение базовой линии суспензии. Суспензия проявляет слегка неньютоновское поведение, с повышением вязкости от 12 до 16 мПа·сек по мере снижения скорости сдвига от 90 до 9 сек-1.

Для моделирования того, что происходит при контакте суспензии тонкодисперсного кремнезема с затвердевшим портландцементом, 0,019М раствор гидроксида кальция добавили к суспензии тонкодисперсного кремнезема так, чтобы на 6,5 г суспензии приходилось 2 мл раствора гидроксида кальция. График зависимости «скорость сдвига/напряжение сдвига» построили при температуре окружающей среды в условиях, когда скорость сдвига линейно снижалась от 100 сек-1 до 0,01 сек-1. Как показано в фиг.9, текучая среда разжижается при сдвиге, и вязкость при низкой сдвиговой нагрузке является более высокой. Следует отметить, что, в отличие от фиг.8, шкала скорости сдвига является логарифмической.

Для определения, проявляет ли суспензия предел текучести, провели линейное повышение напряжения, увеличивая напряжение сдвига от 0,01 до 1,0 Па в течение 100 сек. Напряжение сдвига нанесли на график как функцию деформации на фиг.10. График показывает, что предел текучести геля в этой конфигурации составляет >0,3 Па - фактически не было никакой деформации образца, пока напряжение сдвига не возросло до 0,4 Па, в каковой момент диск начинал вращаться. Период очень низкой деформации соответствовал 80 сек в 100-секундном испытании.

ПРИМЕР 8

Присутствие частиц TiO2 в кремнеземной суспензии может повышать адгезионную прочность, не приводя к значительному увеличению вязкости.

К коллоидальному кремнезему (с размером частиц ~8 нанометров и содержанием твердого вещества ~30%) добавили различные количества TiO2. Средний размер частиц TiO2 составлял ≈1 микрометр. Подробности составов приведены в Таблице 3.

Таблица 3
Составы смесей, содержащих TiO2 и коллоидальный кремнезем
Состав 1 2 3 4
TiO2 (весовых процентов) - 10 20 30
Коллоидальный кремнезем (весовых процентов) 100 90 80 70
Пластическая вязкость Pv (сП) при температуре 25°С 7 9 10 17
Адгезия Слабая Слабая Умерен-
ная
Хорошая

Сначала провели измерения реологических характеристик при температуре 25°С. Значения пластической вязкости, Pv, полученные с предположением линейной зависимости между скоростью сдвига и напряжением сдвига, приведены в Таблице 3. Результаты показывают, что присутствие TiO2 не приводит к значительному повышению вязкости текучей среды.

Для испытания свойств отремонтированных материалов провели эксперименты для оценки адгезионных характеристик различных составов текучих сред. В двух половинах вертикально вырезали керн портландцемента (высота: 5 см; диаметр: 2,5 см). Одну из поверхностей покрыли тонким слоем TiO2/кремнеземной текучей среды, и половины соединили. Для всех составов, описанных в Таблице 3, половины склеились друг с другом. В случае самого коллоидального кремнезема адгезия была слабой, и две половины можно было без труда разъединить. Присутствие частиц TiO2 повышает адгезионную прочность.

ПРИМЕР 9

Коллоидальный кремнезем смешали с бутадиен-стирольным латексом (SB-латекс) с размером частиц менее 165 нм, при содержании нелетучих веществ 50% и величине рН 8.

Реологические измерения проводили при температуре 25°С. Значения пластической вязкости, Pv, полученные с предположением линейной зависимости между скоростью сдвига и напряжением сдвига, приведены в Таблице 4. Результаты показывают, что присутствие латекса не приводит к значительному повышению вязкости текучей среды.

Таблица 4
Составы смесей, содержащих TiO2 и бутадиен-стирольный латекс
Состав L1 L2 L3 L4 L5
Коллоидальный кремнезем (весовых процентов) 100 90 80 60 50
Бутадиен-стирольный латекс (весовых процентов) - 10 20 40 50
Пластическая вязкость Pv (сП) при температуре 25°С 7 7 7 8 10
Адгезия Слабая Хорошая Хорошая Хорошая Хорошая

Для испытания свойств отремонтированных материалов провели эксперименты для оценки адгезионных характеристик различных составов текучих сред. В двух половинах вертикально вырезали керн портландцемента (высота: 5 см; диаметр: 2,5 см). Одну из поверхностей покрыли тонким слоем SB-латекс/кремнеземной текучей среды, и половины соединили. Для всех составов, описанных в Таблице 4, половины склеились друг с другом. В случае самого коллоидального кремнезема адгезия была слабой, и две половины можно было без труда разъединить. Присутствие латекса повышает адгезионную прочность.

Хотя разнообразные варианты исполнения были описаны в отношении достаточного для воспроизведения раскрытия, должно быть понятно, что изобретение не ограничивается представленными вариантами исполнения. Вариации и модификации, которые могли бы быть сделаны квалифицированным специалистом в этой области технологии по прочтении описания, также входят в пределы области изобретения, которое определяется прилагаемыми пунктами патентной формулы.

1. Способ текущего ремонта цементированного ствола скважины в контакте с подземным пластом, включающий нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею и обеспечение частицам кремнезема возможности реагировать с затвердевшим цементом с образованием уплотнения.

2. Способ по п. 1, в котором цементная оболочка включает один или более членов списка, включающего портландцемент, смесь извести и кремнезема, смесь извести и вулканического кремнистого туфа, кальций-алюминатный цемент, магнезиальный цемент Сореля, химически модифицированный фосфатный керамический материал и геополимер.

3. Способ по п. 1, в котором частицы кремнезема включают коллоидальный кремнезем, тонкодисперсный кремнезем или оба из них.

4. Способ по п. 3, в котором средний размер частиц (d50) является меньшим или равным одному микрометру.

5. Способ по п. 1, в котором суспензия частиц кремнезема дополнительно включает латекс, диоксид титана, тетраоксид марганца или их комбинации, имеющие средний размер частиц (d50), меньший или равный одному микрометру.

6. Способ по пп. 1-5, в котором композиция дополнительно включает pH-буфер и/или хлоридную соль в концентрации ниже около 0,2-молярной, и/или соединение, связывающее многовалентные катионы, предпочтительно представляющее собой амин, производное амина или оба из них.

7. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию, в которой нагнетают вытеснительную жидкость перед кремнеземной суспензией, причем вытеснительная жидкость включает pH-буфер, растворимые соли, соединения, связывающие многовалентные ионы, или их комбинации.

8. Способ по п. 1, в котором поврежденная цементная оболочка сформирована из портландцемента.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. В способе осуществляют механическое удаление верхнего травянистого слоя газона с органическим материалом до песка, вносят в оставшийся субстрат с корневой системой и органическим материалом 10% раствор перекиси водорода путем 4-этапного полива дождеванием.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. Способ включает обработку верхнего слоя субстрата открытых спортивных площадок водным раствором реагента.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности бурения скважин в глинистых породах, особенно в многолетнемерзлых породах в условиях аномально-низких пластовых давлений, за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора и невысокого пенообразования.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер.

Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин. Технический результат - повышение качества цементирования скважин и эффективности работ по креплению рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны пласта при ремонте скважин за счет использования газоцементного тампонажного раствора с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными пониженным динамическим напряжением сдвига, увеличением времени начала газовыделения и повышенной прочностью образующегося при твердении цементного камня. Газоцементный тампонажный раствор содержит, мас.ч.: тампонажный цемент 100, алюминиевый порошок 0,1-0,6, смесь фосфанола и нитрилотриметилфосфоновой кислоты 0,02-0,05 при соотношении их мас.ч. 1:1,5, вода 50-53. 1 табл., 4 пр.
Наверх