Составы и способы для завершений скважины



Составы и способы для завершений скважины
Составы и способы для завершений скважины
Составы и способы для завершений скважины
Составы и способы для завершений скважины

 


Владельцы патента RU 2563500:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ БВ (NL)

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал. Изобретение также относится к применению конкретных видов указанного углеродистого материала в составе цементного расширяющегося раствора. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение адгезионных свойств полученной цементной оболочки к обсадной трубе и минимизация напряжения, возникающего в цементной оболочке. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 3 пр., 7 табл.

 

Уровень техники

[1] Утверждения в этом разделе только лишь предоставляют справочную информацию, относящуюся к настоящему изобретению, и могут не представлять известный уровень техники.

[2] Это изобретение относится к составам и способам обработки подземных пластов, в частности, к составам и способам для цементирования и завершения эксплуатационных скважин месторождения, разрабатываемого тепловыми методами.

[3] Часто в ходе строительства подземных скважин во время и после бурения необходимо в стволе скважины устанавливать полое изделие. Это полое изделие может содержать бурильную трубу, обсадную трубу, хвостовик, гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра или их комбинации. Полое изделие призвано выполнять функцию канала, через который желаемые жидкости из скважины могут поступать и быть собраны. Полое изделие обычно закрепляется в скважине цементной оболочкой. Цементная оболочка обеспечивает механическую поддержку и гидравлическую изоляцию между зонами или слоями, через которые скважина проходит. Последняя функция из двух названных имеет важное значение, поскольку она предотвращает гидравлическую связь между зонами, которая может привести к загрязнению. Например, цементная оболочка блокирует жидкости в нефтяных или газовых зонах от попадания в горизонт воды и загрязнения питьевой воды. Кроме того, для оптимизации эффективности добычи скважины может быть желательно изолировать, например, зону газодобычи от зоны нефтедобычи.

[4] Цементная оболочка обеспечивает гидравлическую изоляцию благодаря своей низкой проницаемости. Кроме того, для предотвращения утечек необходимо плотное сцепление между цементной оболочкой с одной стороны и полым изделием и стволом скважины с другой. Однако со временем у цементной оболочки могут ухудшиться эксплуатационные показатели, и она станет проницаемой. Кроме того, сцепление между цементной оболочкой и полым изделием или стволом скважины может быть нарушено. Основные причины ухудшения эксплуатационных показателей и нарушения сцепления включают физические напряжения, связанные с тектоническими сдвигами, температурные изменения и ухудшение химических свойств цемента.

[5] Разработка запасов сырой нефти часто включает применение тепла к продуктивному пласту. В таких эксплуатационных скважинах месторождения, разрабатываемого тепловыми методами, часто используется нагнетание пара в пласт. Нагнетание пара охватывает ряд способов, включая гравитационное дренирование с закачкой пара (SAGD), циклическую паровую стимуляцию добычи (CSS) и нагнетание пара в пласт. В ходе таких операций получающаяся температура в скважине может варьировать от 150°C до 700°C, что подвергает цементную оболочку особенно серьезным нагрузкам и может привести к повреждению цементной оболочки, образованию микрозазоров или и к первому, и ко второму. Действительно, у значительного процента эксплуатационных скважин месторождения, разрабатываемого тепловыми методами, присутствуют различные виды утечек, включая полный прорыв пара к поверхности.

[6] Для решения проблем ухудшения состояния цементной оболочки выдвигалось несколько предложений. Один подход заключается в проектировании такой цементной оболочки, которая бы механически выдерживала физические напряжения, которые могут возникнуть во время ее срока службы (патент США 6296057). Другой подход - использовать добавки, улучшающие физические свойства схватившегося цемента. В патенте 6458198 описывается добавление волокон аморфного металла для повышения прочности и сопротивления ударной нагрузке. В EP 1129047 и WO 00/37387 описывается добавление упругих материалов (резины или полимеров) для придания цементной оболочке некоторой степени упругости. В WO 01/70646 описываются цементные составы, имеющие такую рецептуру, что они менее чувствительны к колебаниям температуры во время процесса схватывания цемента. Однако эти решения не являются достаточно эффективными применительно к эксплуатационным скважинам месторождения, разрабатываемого тепловыми способами. Эти решения могут быть недостаточными для возникающих напряжений, активный материал может быть неустойчивым при таких высоких температурах, или может быть и первое, и второе.

[7] Таким образом, несмотря на ценный вклад известного уровня техники, по-прежнему остается потребность в улучшении цементных составов, которые могут лучше выдерживать тепловые и механические напряжения, связанные с эксплуатационными скважинами месторождения, разрабатываемого тепловыми способами.

Сущность изобретения

[8] Настоящее изобретение вносит улучшения, предоставляя цементные составы, которые, когда схватятся, имеют коэффициенты линейного теплового расширения, совершенно равные коэффициентам линейного теплового расширения обсадной трубы в подземной скважине. Когда цементная оболочка и обсадная труба при прикладывании тепла к скважине расширяются совершенно аналогично, то напряжения, получающиеся на цементной оболочке и на сцеплении цемента с обсадной трубой, минимизированы, что помогает сохранить изоляцию по зонам в скважине.

[9] В одном из аспектов варианты воплощения изобретения относятся к способам регулирования свойств теплового расширения цементного состава при его размещении в подземной скважине.

[10] В еще одном аспекте варианты воплощения изобретения относятся к способам управления тепловыми и механическими напряжениями в цементной оболочке в подземной скважине.

[11] В еще одном аспекте варианты воплощения изобретения нацелены на использование по меньшей мере одного углеродистого материала для регулирования свойств теплового расширения схватившегося цемента, размещаемого в подземной скважине.

Краткое описание чертежей

[12] На фиг.1 представлены два графика, показывающие, как максимальные напряжения при сжатии и растяжении в цементной оболочке изменяются в зависимости от коэффициента линейного теплового расширения схватившегося цемента, когда температура в скважине линейно увеличивается с 10° до 250°C.

[13] На фиг.2 представлены два графика, показывающие, как максимальные напряжения при сжатии и растяжении в цементной оболочке изменяются в зависимости от коэффициента линейного теплового расширения схватившегося цемента, когда температура в скважине линейно увеличивается с 10° до 700°C.

[14] На фиг.3 приведен график, показывающий, как образование микрозазоров между обсадной трубой и схватившимся цементом зависит от модуля Юнга пласта и цементной оболочки.

[15] На фиг.4 приведен график, показывающий, как на образование микрозазоров между обсадной трубой и схватившимся цементом влияет коэффициент линейного теплового расширения схватившегося цемента и модуль Юнга пласта и цементной оболочки.

Подробное описание

[16] Изобретение может быть описано с точки зрения обработки вертикальных скважин, но в равной мере применимо к скважинам любой ориентации. Изобретение может быть описано для скважин по добыче углеводородов, но следует понимать, что изобретение может использоваться и для скважин по добыче других текучих сред, таких как вода или двуокись углерода, или, например, для нагнетательных скважин или скважин-хранилищ. Следует также понимать, что в этой спецификации, когда пределы концентрации или количества описаны как полезные или подходящие или тому подобные, предполагается, что любая и каждая концентрация или количество в этих пределах, включая конечные точки, будет рассматриваться, как сформулировано. Более того, каждое числовое значение следует читать первый раз, подразумевая рядом с ним слово «около» (кроме случаев, когда это слово уже непосредственно присутствует), и затем читать снова без него, если иное не указано в контексте. Например, «диапазон в пределах от 1 до 10» следует рассматривать как указание на каждое возможное число в непрерывном отрезке между около 1 и около 10. Другими словами, когда устанавливается определенный диапазон, даже если только несколько конкретных точек данных явно определены или упомянуты в пределах этого диапазона или даже когда никакие точки данных не упомянуты в пределах диапазона, следует понимать, что изобретатели признают и подразумевают, что все и любые точки данных в пределах диапазона следует рассматривать как указанные и что изобретатели имеют в виду весь диапазон и все точки в пределах данного диапазона.

[17] Большинство материалов расширяется, когда они нагреваются, поскольку с повышением температуры расстояние между атомами также увеличивается. Тепловое расширение может быть выражено различными способами. Коэффициент линейного теплового расширения описывает конкретное линейное удлинение материала на единицу значения температуры при постоянном давлении. Коэффициент ареального теплового расширения относится к изменению в размерах площади материала в зависимости от температуры. Коэффициент объемного теплового расширения описывает изменение объема материала на единицу значения температуры. Для материалов, обладающих абсолютно одинаковыми свойствами во всех направлениях, коэффициент объемного теплового расширения равняется троекратному коэффициенту линейного теплового расширения.

[18] Типичный коэффициент линейного теплового расширения для обычного схватившегося портландцемента равняется около 8·10-6/°C, тогда как типичный коэффициент линейного теплового расширения для углеродистой стали равняется около 13·10-6/°C. Таким образом, когда цементная оболочка вокруг стальной обсадной трубы подвергается тепловой нагрузке, размеры цемента и обсадной трубы будут изменяться и расходиться относительно друг друга. В присутствии тепловых нагрузок, связанных с эксплуатационными скважинами месторождения, разрабатываемого тепловыми способами, это расхождение в размерах может вызвать значительные механические напряжения в цементной оболочке, приводя к образованию микрозазора, повреждению цементной оболочки в режимах и растяжения, и сжатия или в них обоих. Настоящее изобретение минимизирует вышеупомянутые напряжения, предоставляя схватившиеся цементы, коэффициенты линейного теплового расширения которых более совместимы с коэффициентами линейного теплового расширения обсадной трубы.

[19] Влияние коэффициентов линейного теплового расширения на напряжения при сжатии и растяжении в цементной оболочке показано на фиг.1 и 2. При моделировании были рассмотрены два цементных состава с различными модулями Юнга. Свойства обсадной трубы и пласта приведены в таблице 1. Напряжения были рассчитаны для двух сценариев: один, во время которого обсадная труба нагревалась по линейному закону с 10° до 250°C; другой - с линейным нагревом обсадной трубы с 10° до 700°C. Период времени для обоих сценариев был 3 дня.

Таблица 1
Свойства пласта и обсадной трубы при моделированиях напряжений, представленных на фиг.1 и 2. На фиг.1 и 2 показано уменьшение напряжения при сжатии и растяжении для обеих цементных систем, когда коэффициент линейного теплового расширения породы достигает коэффициента линейного теплового расширения стали - 13·10-6/°C
Свойства пласта
Плотность 2300 кг/м3
Модуль Юнга 4000 и 9000 МПа
Коэффициент Пуассона 0,425
Теплопроводность 1,83 Вт/(м·K)
Удельная теплоемкость 710 Дж/(кг·K)
Коэффициент линейного теплового расширения 13·10-6/C
Необсаженный ствол скважины 400,0 мм
Внутренняя обсадная труба
Наименование материала Сталь
Плотность 8000 кг/м3
Внешний диаметр обсадной трубы 298,45 мм
Внутренний диаметр обсадной трубы 273,61 мм
Зазор между обсадной трубой и стенкой ствола 80%
Модуль Юнга 200000 МПа
Коэффициент Пуассона 0,27
Вес 89,29 кг/м
Теплопроводность 15 Вт/(м·K)
Удельная теплоемкость 500 Дж/(кг·K)
Коэффициент линейного теплового расширения 13·10-6/°C

[20] На фиг.1 и 2 также показано, что напряжения при сжатии и растяжении в цементной оболочке остаются низкими, когда коэффициент линейного теплового расширения схватившегося цемента превышает коэффициент линейного теплового расширения стальной обсадной трубы. Действительно, как показано на фиг.3 и 4, коэффициент линейного теплового расширения схватившегося цемента может быть значительно выше, чем у обсадной трубы до возникновения разрушительных последствий в виде микрозазоров.

[21] Определенные свойства обсадной трубы, цемента и пласта приведены в таблице 2. Все остальные параметры являются такими же, как описаны в таблице 1.

Таблица 2
Свойства пласта, цемента и обсадной трубы при моделированиях напряжений, представленных на фиг.2 и 3
Необсаженный ствол скважины 216 мм (8,5 дюйма) Пласт
Коэффициент Пуассона 0,3
Обсадная труба 178 мм (7,0 дюймов), 38,7 кг/м Модуль Юнга изменяемый
Коэффициент линейного теплового расширения 13·10-6/°C Цемент
Зазор между обсадной трубой и стенкой ствола 100% Коэффициент Пуассона 0,15
Модуль Юнга 4500 или 8500 МПа
Возрастание температуры от 20° до 260°C за 4 часа

[22] На фиг.3 показана зависимость ширины микрозазора от модуля Юнга породы. Коэффициент линейного теплового расширения значительно выше, чем у стальной обсадной трубы - 50·10-6/°C. Были рассмотрены модули Юнга двух цементов - 4500 МПа и 8500 МПа. Результаты показывают, что, поскольку модуль Юнга породы больше, чем около 33% модуля Юнга цемента, никаких микрозазоров возникать не будет.

[23] На фиг.4 приведена зависимость ширины микрозазора от коэффициента линейного теплового расширения цемента. Рассмотрены три состояния модулей Юнга при различных модулях Юнга цемента и породы. Результаты показывают, что ширина микрозазора является функцией не только коэффициента теплового расширения цемента, но также и соотношения между модулями Юнга цемента и породы. Результаты показывают, что тепловое расширение цемента в 20·10-6/°C является верхним пределом, выше которого существует риск образования микрозазора, если между модулями Юнга цемента и породы имеется большая разница (например, в 8 или 9 раз).

[24] Было обнаружено, что свойства теплового расширения цементной системы можно регулировать путем включения в состав жидкого бетона по меньшей мере одного углеродистого материала. Предпочтительные углеродистые материалы включают (но не ограничиваются только этим) один или более материал из списка, содержащего кокс, полученный процессом коксования в псевдоожиженном слое, замедленный кокс, прокаленный кокс, битум, древесный уголь, уголь, антрацит, графит, чешуйчатый кокс, аморфный смолистый кокс, смоляной кокс, анодный кокс, доменный кокс, аморфный графит, лигнит, битуминозный уголь, подбитуминозный уголь, экзинит, витринит, интертинит, тонкий колит, активированный уголь и гильсонит. Замедленный кокс может быть в одном или более видов, в том числе (но не ограничиваясь этим) дробовой, губчатый, игольчатый, лабиринтный, кальцинированный и зеленый. Еще более предпочтительные углеродистые материалы выбираются из списка, состоящего из кокса, колита или угля и их смесей. Наиболее предпочтительным используемым углеродистым соединением является кокс.

[25] Варианты воплощения изобретения относятся к способам регулирования свойств теплового расширения цементной системы для размещения в подземной скважине, имеющей по меньшей мере одну обсадную трубу. Этот способ включает наличие в цементной системе такого углеродистого материала, что коэффициент линейного теплового расширения схватившегося цемента будет выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистого материала. Предпочтительно, чтобы такой коэффициент линейного теплового расширения был меньше или равен около 50·10-6/°C. Более предпочтительный диапазон коэффициента линейного теплового расширения находится в пределах от около 11·10-6/°C до 20·10-6/°C, а еще более предпочтительный диапазон коэффициента линейного теплового расширения находится в пределах от около 11·10-6/°C до 17·10-6/°C.

[26] Дальнейшие варианты воплощения изобретения относятся к способам управления тепловыми и механическими напряжениями в цементной оболочке в подземной скважине. Этот способ включает установку по меньшей мере одной обсадной трубы в скважину, коэффициент линейного теплового расширения которой известен. Цементный раствор, содержащий по меньшей мере один углеродистый материал, составляется таким образом, что после схватывания он имеет коэффициент линейного теплового расширения выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал. Предпочтительно, чтобы такой коэффициент линейного теплового расширения был меньше или равен около 50·10-6/°C. Более предпочтительный диапазон коэффициента линейного теплового расширения находится в пределах от около 11·10-6/°C до 20·10-6/°C, а еще более предпочтительный диапазон коэффициента линейного теплового расширения находится в пределах от около 11·10-6/°C до 17·10-6/°C. Цементный раствор закачивается и размещается в скважине рядом с обсадной трубой, где и происходит его схватывание. Специалистам в данной области понятно, что во всем диапазоне температур во время размещения в скважине закачиваемого цементного раствора его вязкость предпочтительно ниже около 1000 мПа·с при скорости сдвига в 100 с-1.

[27] Дальнейшие варианты воплощения изобретения нацелены на использование по меньшей мере одного углеродистого материала для регулирования свойств линейного теплового расширения схватившегося цемента, размещенного в подземной скважине, имеющей по меньшей мере одну обсадную трубу. Включение углеродистого материала позволяет регулировать тепловые и механические напряжения, оказываемые на цементную оболочку в скважине. Цементный раствор составлен таким образом, что после схватывания он имеет коэффициент линейного теплового расширения выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал. Предпочтительно, чтобы такой коэффициент линейного теплового расширения был меньше или равен около 50·10-6/°C. Более предпочтительный диапазон коэффициента линейного теплового расширения находится в пределах от около 11·10-6/°C до 20·10-6/°C, а еще более предпочтительный диапазон коэффициента линейного теплового расширения находится в пределах от около 11·10-6/°C до 17·10-6/°C.

[28] Для всех аспектов данного изобретения предпочтительная концентрация углеродистого материала может находиться в пределах от около 10% до около 60% по весу цемента, более предпочтительная - от около 11% до 50% по весу цемента, еще более предпочтительная - от 15% до 40% по весу цемента. Размер частиц углеродистого материала может находиться в пределах от около 1 мкм до 1200 мкм, предпочтительно - от 40 мкм до 1000 мкм и еще более предпочтительно - от около 90 мкм до 800 мкм.

[29] Для всех аспектов данного изобретения цемент может содержать один или более материалов из списка, включающего портландцемент, кальциево-алюминатный цемент, летучую золу, доменный шлак, смеси известкового кремнезема, геополимеры, магнезиальный цемент, химически связанную фосфатную керамику, цементную пыль и цеолиты. В предпочтительном варианте воплощения цемент - это портландцемент.

[30] Скважина может быть эксплуатационной скважиной месторождения, разрабатываемого тепловыми способами, а предпочтительная температура в скважине должна находиться в пределах от 15°C до 700°C. Если цементный раствор содержит портландцемент, то для предотвращения ослабления прочности при высоких температурах, связанных с эксплуатационной скважиной месторождения, разрабатываемого тепловыми способами, может быть добавлен кремний. В зависимости от конечной температуры концентрация кремния может быть отрегулирована таким образом, чтобы соотношение оксида кальция к диоксиду кремния (CaO/SiO2) находилось в пределах между около 0,6 и 1,2. Подобные составы могут способствовать образованию эффективных минералов гидросиликата кальция, таких как ксонотлит и трускотит. При данных обстоятельствах концентрация кремния в цементном растворе может находиться в пределах от около 20% до 60% по весу цемента, а предпочтительно - от около 25% до 45% по весу цемента. Размер частиц кремния может быть от 0,1 мкм до 200 мкм, предпочтительно - от 1 мкм до 80 мкм, еще более предпочтительно - от 2 мкм до 80 мкм. В предпочтительной версии используемый кремний - это кварцевый песок.

[31] Кроме того, цементный раствор может содержать один или более компонентов из списка, включающего добавки-ускорители схватывания цемента, добавки-замедлители схватывания цемента, диспергаторы, добавки для снижения водоотдачи, модифицирующие агенты для снижения удельного веса цемента, разбухающие материалы, кремнистый туф, волокна и антивспениватели. Плотность раствора цемента может быть отрегулирована путем добавления модифицирующих агентов для снижения удельного веса цемента или утяжелителей, которые включают (но не ограничиваются только этим) стеклянные микросферы, компоненты композитных микросфер (таких как описаны в патенте США 7767629), керамические микросферы, красный железняк (гематит), титанистый железняк (ильменит), барит, песок, кремний и тетраоксид марганца. Плотность цементного раствора, используемого в различных вариантах воплощения, описанных выше, предпочтительна от 1100 кг/м3 до 2300 кг/м3, более предпочтительна - от 1400 кг/м3 до 1900 кг/м3 и еще более предпочтительна - от 1500 кг/м3 до 1850 кг/м3.

ПРИМЕРЫ

[32] Следующие примеры не являются ограничивающими и служат для дополнительной иллюстрации изобретения.

Пример 1

[33] Изучено влияние различных углеродистых материалов на свойства линейного теплового расширения схватившегося цемента. Составы цементного раствора приведены в таблице 3.

Таблица 3
Составы цементных растворов, содержащие различные углеродистые материалы
Раствор № 1 2 3 4 5
Плотность раствора (кг/м3) 1900 1833 1660 1650 1780
Класс G 100 100 100 100 100
Молотый песок (% по весу сухого цемента) - 40 35 35 35
Углеродистый материал (% по весу сухого цемента) Кокс - - 42 - -
Уголь - - - 40 -
Антрацит - - - - 56

[34] Концентрации по весу углеродистых материалов были выбраны так, чтобы их соответствующие объемные концентрации в цементном растворе равнялись 20%. Доли объема твердой фазы растворов также были равны 49%. Используемый кокс был замедленным нефтяным коксом, имеющим средний размер частиц приблизительно 90 мкм; угольный материал был тонким колитом, имеющим средний размер частиц около 200 мкм; антрацит имел средний размер частиц около 180 мкм. Цементные растворы были подготовлены и обработаны стандартными способами, представленными в следующей публикации: «Нефтегазодобывающая промышленность - цементы и материалы для цементирования скважин - часть 2: испытание скважинных цементов», Международная организация по стандартам, публикация № 10426-2. После подготовки цементные растворы были залиты в формы со следующими габаритными размерами: 30 мм × 30 мм × 120 мм. Формы затем помещались в камеры тепловлажностной обработки бетона на одну неделю при температуре от 35° до 65°C и давлении 13,7 МПа.

[35] Затем коэффициенты линейного теплового расширения цементных систем замерялись с помощью механического дилатометрического способа. Способ и прибор описаны в следующей публикации: Даргауд Б. и Боукелифа Л.: «Лабораторное испытание, оценка и анализ скважинных цементов» в Нельсон Э.Б. и Гийо Д. (ред.): Цементирование скважин (2 издание) Шлумбергер, Хьюстон, США (2006) 627-658. Температура образца схватившегося цемента увеличивалась с 20 до 80°C. Нагрев выполнялся с приращениями в 10°C. Продолжительность каждого приращения нагрева составляла один час. После каждого приращения нагрева температура образца удерживалась постоянной в течение 3 часов. Давление было давлением окружающей среды. Результаты, представленные в таблице 4, показывают, что различные углеродистые материалы эффективно увеличивают коэффициент линейного теплового расширения по сравнению с контрольным раствором (раствор № 1).

Таблица 4
Коэффициенты линейного теплового расширения для схватившихся цементов, содержащих различные углеродистые материалы
Раствор № 1 2 3 4 5
Коэффициент линейного теплового расширения(·10-6/°C) 9 10 13 13,5 11

Пример 2

[36] После описания опыта, приведенного в примере 1, было исследовано влияние концентрации углеродистых материалов на коэффициент линейного теплового расширения схватившегося цемента. В этом примере углеродистый материал был замедленным коксом, а составы цементного раствора представлены в таблице 5. Результаты, представленные в таблице 6, показывают, что коэффициент линейного теплового расширения увеличивается с концентрацией кокса.

Таблица 5
Составы цементных растворов, содержащие различные концентрации кокса
Раствор № 6 7 8 9 10 11
Плотность раствора (кг/м3) 1900 1833 1660 1660 1690 1670
Цемент класса G 100 100 100 100 100 100
Молотый песок (% по весу сухого цемента) - 40 35 40 35 40
Углеродистый материал (% по весу сухого цемента) - - 42 43 15 53
Таблица 6
Коэффициенты линейного теплового расширения для схватившихся цементов, содержащих различные количества кокса
Раствор № 6 7 8 9 10 11
Коэффициент линейного теплового расширения
(·10-6/°C)
9 10 13 13 13 15

Пример 3

[37] После описания опыта в примере 1 было исследовано влияние размера частиц доменного кокса на коэффициент линейного теплового расширения схватившегося цемента. С использованием состава раствора № 8 в примере 2, d50 одного коксового порошка был 160 мкм, а другого - 450 мкм. Как показано в таблице 7, коэффициент линейного теплового расширения увеличивался с d50 коксового порошка.

Таблица 7
Влияние размера частиц кокса на коэффициент линейного теплового расширения
Коксовый порошок d50 160 мкм 450 мкм
Коэффициент линейного теплового расширения (·10-6/°C) 13 15

1. Способ регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора для размещения в подземной скважине, имеющей по меньшей мере одну обсадную трубу и при этом представляющей собой эксплуатационную скважину месторождения, разрабатываемого тепловыми способами, включающий:
введение углеродистого материала в цементный раствор, так что коэффициент линейного теплового расширения схватившегося цемента, содержащего углеродистый материал, будет выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистого материала, но ниже или равен 50·10-6/°C, при этом
углеродистый материал представляет собой один или несколько материалов, выбранных из группы, состоящей из замедленного кокса, кокса, полученного процессом коксования в псевдоожиженном слое, прокаленного кокса, битума, древесного угля, угля, антрацита, чешуйчатого кокса, аморфного смолистого кокса, анодного кокса, доменного кокса, лигнита, битуминозного угля, подбитуминозного угля, экзинита, витринита, интертинита, гильсонита, тонкого колита, игольчатого кокса и активированного угля.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация углеродистых материалов находится в пределах от около 10% до 60% по весу цемента.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что размер частиц углеродистых материалов находится в пределах от около 1 мкм до 1200 мкм.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что цементный раствор дополнительно содержит диоксид кремния в количестве от 20% до 60% по весу цемента.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что плотность цементного раствора регулируется путем добавления одного или более компонентов из списка, включающего стеклянные микросферы, керамические микросферы, компоненты композитных микросфер, гематит, ильменит, барит и тетраоксид марганца.

6. Применение углеродистого материала для регулирования свойств линейного теплового расширения схватившегося цемента, помещенного в подземную скважину, имеющую по меньшей мере одну обсадную трубу и при этом представляющую собой эксплуатационную скважину месторождения, разрабатываемого тепловыми способами, что позволяет управлять тепловыми и механическими напряжениями, оказываемыми на цементную оболочку в скважине, при этом
углеродистый материал представляет собой один или несколько материалов, выбранных из группы, состоящей из замедленного кокса, кокса, полученного процессом коксования в псевдоожиженном слое, прокаленного кокса, битума, древесного угля, угля, антрацита, чешуйчатого кокса, аморфного смолистого кокса, анодного кокса, доменного кокса, лигнита, битуминозного угля, подбитуминозного угля, экзинита, витринита, интертинита, гильсонита, тонкого колита, игольчатого кокса и активированного угля, и при этом
коэффициент линейного теплового расширения схватившегося цемента, содержащего указанный углеродистый материал, выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего указанного углеродистого материала, но ниже или равен приблизительно 50·10-6/°C.

7. Применение по п. 6, отличающееся тем, что концентрация углеродистого материала находится в пределах от около 10% до 60% по весу цемента, а размер частиц углеродистого материала находится в пределах от около 1 мкм до 1200 мкм.

8. Применение по п. 6, отличающееся тем, что цемент дополнительно включает двуокись кремния, концентрация которого находится в пределах от около 20% до около 60% по весу цемента.

9. Применение по п. 6, отличающееся тем, что плотность цементного раствора регулируется путем добавления одного или более компонентов из списка, включающего стеклянные микросферы, керамические микросферы, компоненты композитных микросфер, гематит, ильменит, барит и тетраоксид марганца.

10. Способ управления тепловыми и механическими напряжениями в цементной оболочке в подземной скважине, представляющей собой эксплуатационную скважину месторождения, разрабатываемого тепловыми способами, включающий:
i. установку по меньшей мере одной обсадной трубы в скважину,
ii. приготовление цементного раствора, содержащего по меньшей мере один углеродистый материал в количестве, достаточном, чтобы схватившийся цемент, содержащий углеродистый материал, имел коэффициент линейного теплового расширения выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал, и ниже или равный приблизительно 50·10-6/°C, при этом
углеродистый материал представляет собой один или несколько материалов, выбранных из группы, состоящей из замедленного кокса, кокса, полученного процессом коксования в псевдоожиженном слое, прокаленного кокса, битума, древесного угля, угля, антрацита, чешуйчатого кокса, аморфного смолистого кокса, анодного кокса, доменного кокса, лигнита, битуминозного угля, подбитуминозного угля, экзинита, витринита, интертинита, гильсонита, тонкого колита, игольчатого кокса и активированного угля; и
iii. размещение цементного раствора в скважине рядом с обсадной трубой, предоставление ему возможности схватиться.



 

Похожие патенты:
Способ изоляции зоны поглощения при бурении скважины включает спуск в скважину компоновки, содержащей пакер и бурильные трубы, посадку пакера, продавливание под пакер изолирующих материалов, проведение технологической выдержки для схватывания цемента, срыв пакера, контроль изоляции, подъем компоновки из скважины, разбуривание цементного моста и продолжение бурения скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

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.

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.

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 ремонтно-изоляционному тампонажному составу на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, в процессах бурения и ремонта нефтяных, газовых и водяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением равным или ниже гидростатического.

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться.

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов.

Изобретение относится к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения - повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду, уменьшение количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора, при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы коллектора.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Изобретение относится к способу добычи нефти путем заводнения микроэмульсией Винзор типа III, в котором через не менее чем одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение закачивают предназначенный для снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой до значений менее 0,1 мН/м водный состав, поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно ионное поверхностно-активное вещество, а из месторождения через не менее чем одну эксплуатационную скважину добывают сырую нефть, отличающийся тем, что используют водный состав поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество общей формулы R1-O-(D)n-(B)m-(A)l-XY-M+, где R1 означает линейный или разветвленный насыщенный или ненасыщенный алифатический и/или ароматический углеводородный остаток с числом атомов углерода от восьми до тридцати, A означает этиленоксидную группу, B означает пропиленоксидную группу и D означает бутиленоксидную группу, l означает число от 0 до 99, m означает число от 0 до 99 и n означает число от 1 до 99, X означает алкильную или алкиленовую группу с числом атомов углерода от 0 до 10, M+ означает катион и Y- выбирают из группы: сульфатные группы, сульфонатные группы, карбоксилатные группы и фосфатные группы, при этом группы A, B и D могут иметь статистическое или чередующееся распределение или же они могут присутствовать в виде двух, трех, четырех или нескольких блоков в любой последовательности, сумма l+m+n лежит в пределах от 3 до 99 и содержание 1,2-бутиленоксидных групп из расчета на все количество бутиленоксидных групп составляет не менее 80%. Использованное вещество обладает особой эффективностью при его применении при заводнении с использованием поверхностно-активных веществ. 6 з.п. ф-лы, 7 табл.
Наверх