Тампонажный раствор



Тампонажный раствор
Тампонажный раствор

 


Владельцы патента RU 2601878:

Закрытое Акционерное Общество "Октопус" (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Технический результат - расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения флюидоупорности и долговечности тампонажного камня при контакте с водой, нефтью, углекислым газом в условиях проявлений сероводорода. Тампонажный раствор включает хлористый кальций, хлористый барий, рассол хлористого магния, воду, микродур, суперпластификатор С-3, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), силикат натрия, этилсиликат-40, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - сульфанол, при следующем соотношении компонентов, масс.%.: хлористый кальций - 5,57-3,97, хлористый барий - 10,49-7,46, рассол хлористого магния (плотностью 1,32 г/см3) - 12,11-8,62, вода - 52,10-37,07, микродур - 10,14-36,06, суперпластификатор С-3 - 0,51-0,36, НТФ - 0,26-0,19, силикат натрия - 5,78-4,11, этилсиликат-40 - 2,53-1,80, ПАВ - сульфанол - 0,51-0,36. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек в интервалах, вскрывших пласты с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и наличием до 20-25% агрессивных компонентов сероводорода и углекислого газа.

Известен тампонажный материал для установки мостов в скважине, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе (варианты) по патенту RU №2525408, содержащий, по первому варианту, масс.ч.: портландцемент тампонажный - 95,0-97,0, расширяющую добавку - гидросульфоалюминат кальция - 3,0-5,0, понизитель фильтрации - 0,1-0,5, НПАВ - 0,1-3,0, пластификатор - 0,01-0,5, пеногаситель - 0,2-0,4, хлорид кальция - 0,01-6,0, вода - 0,4-0,52, а по второму варианту дополнительно содержит ПАВ4 или ПАВ6 - 0,05-1,0, при этом массовое соотношение НПАВ и ПАВ4 или ПАВ6 составляет 65:35 соответственно.

Данный тампонажный материал имеет следующие недостатки:

- не имеет коррозионной стойкости в среде сероводорода;

- обладает невысокой эффективностью в проведении изоляционных и ремонтных работ из-за слабой текучести и фильтруемости в пустоты, каналы, трещины.

Известен тампонажный состав для установки зарезных опорных мостов по патенту RU №2434923, содержащий, масс.%: портландцемент - 65,3-70,4, микродур - 0,72-7,6, поликарбоксилат Melflux F - 0,02-0,23, полицем ДФ - 0,07-0,15, полиоксихлорид алюминия - 0,06-0,53 и хлорид кальция - 0,24-2,12 при их массовом соотношении 1:4, вода техническая - 24,1-28,5.

Данный тампонажный состав, в основе вяжущего вещества которого портландцемент и микродур с добавками пластификатора и пеногасителя, регулируемые хлоридными минеральными солями, имеет следующие недостатки:

- низкая флюидопроникающая способность при установке изоляционных экранов при ремонте поврежденных обсадных колонн или ликвидации стволов скважин вследствие высоких значений размеров частиц портландцемента, которые в 6-10 раз более частиц микродура, имеющего размеры частиц 2-6 мкм;

- ограниченно может быть применен в скважинах с повышенными и высокими температурами.

Наиболее близким к предлагаемому решению является тампонажный раствор по патенту RU №2537679, содержащий, масс.%: микродур - 14,54-37,32, хлористый кальций - 2,93-4,01, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ) - 0,13-0,18, воду - 36,42-49,65, карбонат калия - 11,04-15,05, хлористый барий - 5,52-7,52, рассол хлористого магния - бишофит - 6,37-8,69, суперпластификатор С-3 - 0,27-0,36.

Данный тампонажный раствор имеет следующие недостатки:

- ограничен для изоляции перемежающихся нефтяных и водоносных пропластков, требующих в последующем их солянокислотных обработок;

- слабый контакт с песчано-глинистыми породами.

Задачей предлагаемого изобретения является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения флюидоупорности и долговечности тампонажного камня при контакте с водой, нефтью, углекислым газом в условиях проявлений сероводорода.

Задача решается за счет того, что тампонажный раствор включает хлористый кальций, хлористый барий, рассол хлористого магния, воду, микродур, суперпластификатор С-3, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), силикат натрия, этилсиликат-40, поверхностно-активное вещество (ПАВ)-сульфанол при следующем соотношении компонентов, масс.%.:

Хлористый кальций 5,57-3,97
Хлористый барий 10,49-7,46
Рассол хлористого магния плотностью 1,32 г/см3 12,11-8,62
Вода 52,10-37,07
Микродур 10,14-36,06
Суперпластификатор С-3 0,51-0,36
НТФ 0,26-0,19
Силикат натрия 5,78-4,11
Этилсиликат-40 2,53-1,80
ПАВ - сульфанол 0,51-0,36

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в тампонажном растворе используют хлористый кальций, хлористый барий, рассол хлористого магния, воду, микродур, суперпластификатор С-3, НТФ, силикат натрия, этилсиликат-40, ПАВ-сульфанол, что позволяет придать тампонажному камню водо-, соле-, нефте-, углекислые газо- и сероводородостойкие свойства и получить седиментационно-устойчивую систему высокой плотности, близкую плотности окружающих солевых пород, с дальнейшим формированием солесероводородостойкого камня с неизменяемым объемом в течение длительного времени. Это позволит надежно цементировать обсадные колонны и устанавливать отсекающие мосты, флюидонепроницаемые покрышки и экраны в скважинах с проявлениями сероводорода, рапы.

Тампонажный раствор в качестве регулятора технологических свойств (уменьшение вязкости раствора) содержит суперпластификатор С-3 в количестве 0,51-0,36 масс.%. Добавка суперпластификатора С-3 в смесь менее 0,36 снижает прокачиваемость смеси, а увеличение добавки более 0,51 приводит к расслоению.

Тампонажный раствор в качестве регулятора технологических свойств (уменьшение загустевания раствора) содержит НТФ в количестве 0,26-0,19 масс.%. Добавка НТФ в смесь менее 0,19 приводит к преждевременному загустеванию раствора, а увеличение добавки более 0,26 - к длительному незагустеванию раствора, что в пластовых условиях может привести к размыву смеси.

Тампонажный раствор в качестве утяжелителя содержит хлористый барий в количестве 10,49-7,46 масс.%. Добавка хлористого бария позволяет поднять плотность смеси до 1,7 г/см3. Добавка утяжелителя в смесь менее 7,46 снижает плотность, а увеличение добавки более 10,49 загущает тампонажный раствор.

Тампонажный раствор содержит хлористый кальций в количестве 5,57-3,97 масс.%. Добавка хлористого кальция в смесь позволяет образовывать сероводородостойкий тампонажный камень. Добавка хлористого кальция в смесь менее 3,97 снижает образование силиката кальция, а увеличение добавки более 5,57 сокращает сроки загустевания тампонажного раствора.

Тампонажный раствор содержит рассол хлористого магния в количестве 12,11-8,62 масс.%. Добавка рассола хлористого магния в смесь позволяет образовывать сероводородостойкий тампонажный камень. Добавка хлористого магния в смесь менее 8,62 снижает образование силиката магния, а увеличение добавки более 12,11 сокращает срок загустевания тампонажного раствора.

Тампонажный раствор содержит силикат натрия в количестве 5,78-4,11 масс.%. Добавка силиката натрия в смесь менее 4,11 снижает прочность камня, а увеличение добавки более 5,78 приводит к образованию трещин в камне.

Тампонажный раствор в качестве дополнительного органического силикатного вяжущего содержит этилсиликат-40 в количестве 2,53-1,8 масс.%. Добавка этилсиликата-40 в смесь менее 1,8 снижает сцепеление смеси с породой, а увеличение добавки более 2,53 затрудняет прокачиваемость раствора.

Тампонажный раствор повышенной плотности в качестве связующего компонента содержит ПАВ - сульфанол в количестве 0,51-0,36 масс.%. Добавка ПАВ - сульфанол в смесь менее 0,36 ведет к расслоению смеси, а увеличение добавки более 0,51 приводит к возможному вспениванию и затруднению прокачивания раствора насосами.

Тампонажный раствор в качестве структурообразователя содержит тонкодисперсное вяжущее «Микродур» 10,14-36,06 масс.% Добавка «Микродур» в смесь менее 10,14 не позволяет получить прочного тампонажного камня, а увеличение добавки более 36,06 снижает прокачиваемость раствора.

Вяжущее «Микродур» производится посредством воздушной сепарации пыли, образующейся при помоле цементного клинкера, технология его изготовления разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA - BAVGmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff». Диаметр зерен «Микродур» в 6-10 раз меньше частиц портландцемента. Благодаря малому размеру частиц (диаметр зерен ≤2-6 мкм), высокой удельной поверхности (20000-25000 см2/г) и технологично подобранному гранулометрическому составу растворы «Микродур» обладают текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном количестве жидкости затворения, что позволяет суспензии «Микродур» глубоко проникать в низкопроницаемую горную породу. Использование тонкодисперсного вяжущего «Микродур» позволяет в большем объеме связать воду затворения, уплотнить структуру камня и обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность. Это обусловлено тем, что тонкодисперсное вяжущее способно связывать воду во много раз больше, так как водотвердое отношение может достигать 3,0-5,0 при удельной поверхности 20000-25000 см2/г против 0,3-0,5 обычных тампонажных цементов, имеющих удельную поверхность 2500-3500 см2/г.

В промысловых условиях тампонажный силикатный раствор готовят следующим способом. В осреднительную машину типа АСМ-25 или УСО-20 набирают необходимое количество рассола хлористого магния, воды, в которой растворяют расчетное количество суперпластификатора С-3 и замедлителя НТФ. После чего при постоянном перемешивании в данную осреднительную емкость добавляют хлористый кальций, хлористый барий, силикат натрия, ПАВ - сульфанол, этилсиликат-40, а затем с помощью цементовозов или смесительных машин добавляют вяжущее «Микродур» до необходимой плотности тампонажного раствора. Затем раствор закачивают в скважину.

Определение основных свойств раствора и получаемого тампонажного камня проводят в лаборатории в соответствии с ГОСТ 1581-96. «Цементы тампонажные» и ГОСТ 26798.1-96. «Методы испытаний».

Плотность, растекаемость, водоотделение раствора определяют при 25°C и атмосферном давлении. Для условий АВПД загустевание раствора определяют при 90°C и давлении 40 МПа.

Растекаемость раствора определяют по конусу АзНИИ, плотность раствора - пикнометром, водоотделение в мерном цилиндре, время загустевания на консистометрах ZM-1002 и КЦ-3. Прочность тампонажного камня на сжатие на испытательном стенде CHANDLER (модель 4207D), газопроницаемость его - на приборе GFS-830-SS - CHANDLER.

При проведении лабораторных исследований были использованы:

- водопроводная вода;

- высоководопотребное тонкомолотое вяжущее «Микродур»;

- суперпластификатор С-3 (ТУ 5745-001-97474489-2007);

- нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ;

- хлористый кальций;

- хлористый барий;

- рассол хлористого магния;

- силикат натрия;

- ПАВ - сульфанол;

- этилсиликат-40 (ТУ 2435-427-05763411-2004).

Пример

Для приготовления тампонажного раствора (состав 21, табл. 1) в рассол хлористого магния 8,62 масс.% плотностью 1,32 г/см3, последовательно перемешивая, добавляют 37,07 масс.% воды, 0,19 масс.% НТФ, 0,36 масс.% суперпластификатора С-3, 3,97 масс.% хлористого кальция, 7,46 масс.% хлористого бария, 4,11 масс.% силиката натрия, 1,80 масс.% этилсиликата-40, 0,36 масс.% ПАВ - сульфанол, 36,06 масс.% вяжущего «Микродур». Состав перемешивают 3 мин, после чего определяют плотность, растекаемость, прокачиваемость при температуре 25°C и атмосферном давлении.

При повторном приготовлении заливают формы для получения образцов тампонажного камня при испытании его на прочность через 72 часа твердения, при испытании на газопроницаемость - через 5 суток твердения.

Тампонажный раствор предлагаемого состава с содержанием указанных компонентов в заявляемых пределах обладает повышенной плотностью (1,62 г/см3), нормативным значением растекаемости (200 мм) (см. состав 21, таблица 1), временем прокачиваемости 4 часа, прочностью на сжатие 7,3 МПа через 3 суток твердения при температуре 25°C и газопроницаемостью менее 0,005 мкм2.

Применение предлагаемого тампонажного раствора позволит:

- расширить технологические возможности тампонажного раствора и область его применения за счет повышенной плотности, обеспечивающей необходимое давление, аналогичное горному, и растекаемости раствора, обеспечивающей повышенную подвижность раствора в начальный период;

- повысить эффективность и надежность проводимых изоляционных и ремонтных работ за счет повышенной флюидоупорности, водо-, соле-, нефте-, углекислой газо- и сероводородостойкости и долговечности получаемого тампонажного камня.

Тампонажный раствор, включающий хлористый кальций, хлористый барий, хлористый магний, воду, Микродур, суперпластификатор С-3, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), отличающийся тем, что он дополнительно содержит силикат натрия, этилсиликат-40, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - сульфанол при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Хлористый кальций 5,57-3,97
Хлористый барий 10,49-7,46
Рассол хлористого магния плотностью 1,32 г/см3 12,11-8,62
Вода 52,10-37,07
Микродур 36,06-10,14
Суперпластификатор С-3 0,51-0,36
НТФ 0,26-0,19
Силикат натрия 5,78-4,11
Этилсиликат-40 2,53-1,80
ПАВ - сульфанол 0,51-0,36



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Технический результат - нетоксичность, биоразлагаемость ингибитора глинистых сланцев.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - эффективное ингибирование нестабильного состояния глины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях.

Настоящее изобретение относится к получению расклинивающего агента, используемого при добыче углеводородов. Способ создания расклинивающего агента с частицами требуемых размеров, получаемого из шлама, извлеченного из скважины для добычи углеводородов, подвергнутой гидроразрыву, содержащий стадии: отделение воды от шлама с образованием потока мокрых твердых частиц и потока жидкости, смешивание потока мокрых твердых частиц с твердыми частицами с образованием загружаемого материала, расплавление загружаемого материала с получением материала расплавленного расклинивающего агента, резкое охлаждение расплавленного материала, измельчение охлажденного материала расклинивающего агента, сортировка частиц измельченного материала по размерам и смешивание частиц измельченного материала, не соответствующих установленным размерам, с загружаемым материалом.
Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих гидратообразующие агенты и воду, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Настоящее изобретение относится к способам снижения потерь буровой жидкости и других жидкостей для подземного ремонта скважин в подземной формации во время бурения или сооружения буровых скважин в указанной формации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 5,0-65,0; полимер ксантан 0,05-0,5; поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0; стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; сульфаминовую кислоту 1,0-10,0; воду - остальное. 1 табл., 2 пр.
Наверх