Способ ремонтно-изоляционных работ с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих


 


Владельцы патента RU 2582143:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня. Способ ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих включает определение удельной приемистости изолируемого интервала и закачку состава на основе микроцемента и добавок. При удельной приемистости изолируемого интервала менее 0,2 м3/(ч·МПа) предварительно проводят работы по ее повышению путем кислотной обработки изолируемого интервала. Далее геофизическими исследованиями выявляют нарушения целостности эксплуатационной колонны и заколонные перетоки. При удельной приемистости от 0,2 до 1 м3/(ч·МПа) закачивают в изолируемый интервал последовательно буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, состав на основе микроцемента и добавок, буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, в качестве микроцемента используют портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг, а в качестве добавок используют композицию натриевых солей лигносульфоновых кислот, композиции на основе синтетических сульфированных полимеров и модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг 100, вода 100-120, композиция на основе натриевых солей лигносульфоновых кислот 0,2-1,0, композиция на основе синтетических сульфированных полимеров 0,1-0,5, композиция на основе модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры 0,08-0,15. 1 табл.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине.

Известен способ ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием тампонажной смеси из тонкомолотого цемента Микродур или ИНТРАЦЕМ (патент РФ №2471845, C09K 8/467, опубл. 10.01.2013, Бюл. №1). Тампонажная смесь содержит жидкость затворения, регулятор технологических свойств - суперпластификатор С-3 и замедлитель схватывания - нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ, в качестве индикаторной добавки используют водорастворимую кадмиевую соль при следующих соотношениях ингредиентов, вес.ч.:

тонкомолотый цемент
микродур или ИНТРАЦЕМ 100
водорастворимая кадмиевая соль 10-120
жидкость затворения 50-150
суперпластификатор С-3 0,3-1
нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ 0,02-0,5

Недостатком известного способа является низкий показатель прочности тампонажного камня, что свидетельствует о низкой эффективности РИР.

Наиболее близким аналогом является способ РИР, включающий закачку состава на основе микроцемента с использованием добавки - пластификатора Glenium-51 (Сторчак В.А., Мелехин А.А. Разработка составов тампонажных смесей на основе микроцементов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - №8. - С. 51-53).

Недостатками известного способа являются короткое время отверждения состава на основе микроцемента - 2,5 ч, что может привести к его преждевременному отверждению при проведении РИР в скважине, и низкая прочность тампонажного камня.

Технической задачей предложения является повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Техническая задача решается способом ремонтно-изоляционных работ с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих, включающим определение удельной приемистости изолируемого интервала и закачку состава на основе микроцемента и добавок.

Новым является то, что определяют удельную приемистость изолируемого интервала, при удельной приемистости изолируемого интервала менее 0,2 м3/(ч·МПа) предварительно проводят работы по ее повышению путем кислотной обработки изолируемого интервала, далее геофизическими исследованиями выявляют нарушения целостности эксплуатационной колонны и заколонные перетоки, при удельной приемистости от 0,2 до 1 м3/(ч·МПа) закачивают в изолируемый интервал последовательно буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, состав на основе микроцемента и добавок, буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, в качестве микроцемента используют портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг, а в качестве добавок используют композицию натриевых солей лигносульфоновых кислот, композиции на основе синтетических сульфированных полимеров и модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры при следующем соотношении ингредиентов, мас. ч.:

портландцемент тампонажный с удельной
поверхностью не менее 800 м2/кг 100
вода 100-120
композиция натриевых солей лигносульфоновых кислот 0,2-1,0
композиция на основе синтетических сульфированных полимеров 0,1-0,5
композиция на основе модифицированных полидиметилсилоксанов
линейной и разветвленной структуры 0,08-0,15

Ниже представлены реагенты, применяемые в заявляемом способе:

- в качестве микроцемента (тонкодисперсных минеральных вяжущих) используют портландцемент тампонажный по ГОСТ 1581-96, дополнительно тонко молотый, с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг;

- в качестве понизителя фильтрации используют композицию натриевых солей лигносульфоновых кислот, порошок от белого до кремового цвета. Насыпная плотность - в пределах 500-800 кг/м3. Показатель активности ионов водорода 1%-ного водного раствора рН - в пределах 6-10. Снижает показатель фильтрации за счет связывания воды и уменьшает водоотделение за счет структурирования цементного теста, увеличивает прочность цементного камня при сжатии;

- в качестве замедлителя отверждения используют композицию на основе синтетических сульфированных нафталинформальдегидных и меламинформальдегидных полимеров, мелкодисперсный порошок от светло-желтого до коричневого цвета. Насыпная плотность - в пределах 400-700 кг/м3. Показатель активности ионов водорода 1%-ного водного раствора рН - в пределах 8-10. Взаимодействует с ионами кальция, образует нерастворимый и непроницаемый слой на поверхности зерен тампонажного портландцемента, замедляет гидратацию, создает отрицательно заряженный слой, что увеличивает время затвердевания и диспергирования частиц цемента в растворе. Предотвращает образование каналов, по которым может происходить миграция пластовых флюидов в цементном камне на начальном этапе его формирования;

- в качестве пеногасителя используют композицию на основе полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры, модифицированных диоксидом кремния, порошок от светло-желтого до коричневого цвета. Насыпная плотность - в пределах 500-700 кг/м3. Предотвращает вовлечение воздуха и образование пены в цементных растворах. Пеногасящая способность - не менее 90%.

При проведении РИР в скважинах нередко возникает необходимость проведения мероприятий по герметизации нарушений целостности эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключению пластов в условиях низкой приемистости. Суспензия тонкодисперсного минерального вяжущего (портландцемента тампонажного с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг) обладает высокой текучестью, ее проникающая способность приближается к бездисперсным вяжущим (во многих случаях можно рассматривать как альтернативу полимерным композициям, например, синтетическим смолам). Хорошая проникающая способность обеспечивает высокую адгезию с любыми поверхностями и возможность закачивания в зоны с малой приемистостью, где цементные растворы на основе обычного цемента не могут быть закачаны. Поскольку портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг по минеральному составу близок к обычному портландцементу, обеспечивается высокая совместимость матрицы (ранее закачанного цемента) и закачиваемого состава.

Сущность предлагаемого технического решения состоит в том, что на скважине определяют удельную приемистость изолируемого интервала. При удельной приемистости менее 0,2 м3/(ч·МПа) проводят работы по ее повышению, например, кислотную обработку изолируемого интервала. Далее проводят геофизические исследования с целью выявления нарушения целостности эксплуатационной колонны и заколонных перетоков.

Для осуществления закачки готовят состав на основе портландцемента тампонажного с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг с добавками. В специальную смесительную емкость набирают пресную воду температурой 20-23°С, не содержащую поверхностно-активные вещества. При водоцементном отношении 1 на 1 т портландцемента тампонажного берут 1 м воды. Работой высокопроизводительного цементировочного агрегата на 3-4 скорости создают циркуляцию воды в емкости. В воду при постоянной циркуляции добавляют небольшими порциями понизитель фильтрации, после его растворения добавляют также порциями замедлитель отверждения, перемешивают 10 мин, затем добавляют пеногаситель и перемешивают до полного растворения. Приготовленный раствор откачивают в чистый пропаренный пустой мерник высокопроизводительного цементировочного агрегата.

В циркулирующий раствор при постоянном перемешивании работой высокопроизводительного цементировочного агрегата на 3 скорости и малых оборотах постепенно подают портландцемент тампонажный. Сразу после начала подачи портландцемента тампонажного увеличивают подачу (расход) цементировочного агрегата до максимально возможной, не снижая при этом подачу при росте давления по мере ввода цемента (но не превышая давление опрессования обвязки емкости). После подачи всего портландцемента тампонажного в емкость перемешивают раствор до выравнивания плотности раствора. Заполняют скважину, вызывают циркуляцию. Закачивают в изолируемый интервал последовательно буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, состав на основе портландцемента тампонажного и добавок, буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды. Продавливают закачанный состав на основе портландцемента тампонажного закачиванием в насосно-компрессорные трубы (НКТ) технологической жидкости. Объем технологической жидкости для продавливания принимают с условием оставления цементного моста в зоне изоляции не менее 20 м. Проводят контрольную промывку до чистой воды закачкой по межтрубному пространству технологической жидкости в объеме не менее 1,5 объема НКТ. Приподнимают НКТ в интервале 300 м с доливом скважины технологической жидкостью. Оставляют скважину на 48 ч для отверждения состава на основе портландцемента тампонажного и добавок. По истечении 24 ч, при отверждении контрольной пробы раствора, допускается проведение спуско-подъемных операций (СПО). Проводят разбуривание цементного моста и промывают скважину с допуском НКТ до забоя. Успешность работ контролируют геофизическими методами или по изменению параметров работы скважины (дебита жидкости и нефти, обводненности продукции, плотности добываемой воды).

Испытания прочностных характеристик состава по предлагаемому способу показали его преимущество по сравнению с наиболее близким аналогом. Результаты исследований предлагаемого способа представлены в таблице, где отражены технологические и прочностные характеристики состава на 100 мас. ч. портландцемента тампонажного. Оптимальные данные по показателям прочности, времени отверждения, растекаемости, водоотдаче у опытов №№2-4, которые и были включены в состав по предлагаемому способу. В опыте №1 растекаемость 170 мм, что недостаточно для безаварийного закачивания состава в скважину, у опыта №5 низкая прочность на сжатие - 2,81 МПа, поэтому эти опыты были исключены из состава по предлагаемому способу. Время отверждения тампонажного состава по предлагаемому способу составляет 13-17 ч, тогда как у наиболее близкого аналога-2 ч 30 мин. Прочность на сжатие цементного камня через 7 сут составила 9,72-12,19 МПа, у наиболее близкого аналога - не более 6 МПа.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность РИР за счет расширения сроков отверждения состава и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Способ ремонтно-изоляционных работ с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих, включающий определение удельной приемистости изолируемого интервала и закачку состава на основе микроцемента и добавок, отличающийся тем, что определяют удельную приемистость изолируемого интервала, при удельной приемистости изолируемого интервала менее 0,2 м3/(ч·МПа) предварительно проводят работы по ее повышению путем кислотной обработки изолируемого интервала, далее геофизическими исследованиями выявляют нарушения целостности эксплуатационной колонны и заколонные перетоки, при удельной приемистости от 0,2 до 1 м3/(ч·МПа) закачивают в изолируемый интервал последовательно буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, состав на основе микроцемента и добавок, буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, в качестве микроцемента используют портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг, а в качестве добавок используют композицию натриевых солей лигносульфоновых кислот, композиции на основе синтетических сульфированных полимеров и модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:

портландцемент тампонажный с удельной
поверхностью не менее 800 м2/кг 100
вода 100-120
композиция натриевых солей лигносульфоновых кислот 0,2-1,0
композиция на основе синтетических сульфированных полимеров 0,1-0,5
композиция на основе модифицированных полидиметилсилоксанов
линейной и разветвленной структуры 0,08-0,15



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин.
Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.

Изобретение относится к способу регенерации кинетического ингибитора гидратообразования, используемого как единственный тип ингибитора гидратообразования в системе регенерации ингибитора гидратообразования.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокие технологические характеристики реагента для бурения, высокая эффективность и экономичность его получения.

Группа изобретений относится к способу инкапсулирования ускорителя полимеризации и водным гелирующим системам, содержащим инкапсулированный ускоритель полимеризации с водорастворимыми или диспергируемыми мономерами.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - повышение скорости проходки долота в карбонатных породах, сокращение времени бурения скважин, уменьшение коррозии бурильной колонны и поверхности оборудования. Буровой раствор на водной основе содержит катионную соль полиаминокарбоновой кислоты в щелочном pH выше 9,0. 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 ил.
Наверх