Вязкоупругий состав для изоляции межтрубного пространства скважин

Изобретение относится к вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП). Вязкоупругий состав содержит 64,0 – 68,0 мас.ч. барита, 1,0-5,0 мас.ч. бентонитового глинопорошка, 0,3 – 0,7 мас.ч. ксантановой камеди и 90,0 – 160,0 мас.ч. воды. При этом состав дополнительно содержит 8,0 – 12,0 мас.ч. наполнителя в виде полых стеклянных микросфер с размером частиц 200 - 400 мкм, , 0,3 – 0,7 мас.ч. карбоксиметилцеллюлозы в качестве понизителя водоотдачи, 8,0 – 12,0 мас.ч. хлорида кальция в качестве добавки, предупреждающей замерзание и 8,0 – 12,0 мас.ч. диоксида кремния в качестве антислеживающейся добавки. Техническим результатом является повышение эффективности закачивания вязкоупругого состава в затрубное пространство скважин и откачивания в скважину в процессе цементирования обсадной колонны за один прием без применения дополнительных работ по закачке состава в межтрубное пространство с устья скважины. 1 табл.

 

Изобретение относится к вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

Известен состав, содержащий мас.%: глина 1-10, амифол, представляющий собой отход производства нитрилотриметилфосфоновой кислоты, нейтрализованный аммиаком 0,003- 0,150, смазочная добавка ДСБ-4ТТ, представляющая собой кубовый остаток таллового масла, модифицированный моноэтаноламином 0,09-0,6, барит 30-70 и вода – остальное (SU №1836405, 1993).

Известен также состав, содержащий мас.%: бентолитовый глинопорошок 1-4, акриловый полимер 0,1-0,4, хлорид калия 1,0-2,0, карбоксиметилцеллюлоза 0,1-0,2, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза или оксиэтилцеллюлоза 0,05-0,20, баритовый утяжелитель 30,0-70,0, вода –остальное (SU №1776689, 1992).

Известные составы обладают невысокой морозостойкостью, высоким водоотделением и низкой плотностью, что затрудняет их использование при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

Известен утяжеленный буровой раствор, содержащий, мас.%: глинопорошок марки Бентокон Супер "S" 0,7-2,1; полисахаридный реагент - биополимер Acinetobacter Sp."Ритизан" 1,2-9,1; водорастворимый хлорид металла - хлорид кальция 1,4-3,0; добавку на основе многоатомных спиртов - флотореагент Т-80-1,1-3,5; гидроксид калия 0,04-0,13; конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ)- 3,2-7,1; барит 13,2-56,9; и воду - остальное (RU 2315076, 2008).

Известный состав обладает повышенной плотностью (плотность от =1200 кг/м3 до 1910 кг/м3) и удовлетворительными реологическими характеристиками. Вместе с тем, долговечность и морозостойкость известного состава не позволяет его использовать в вязкоупругом состоянии на весь период эксплуатации скважины в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

Наиболее близким к предлагаемому является состав на основе отработанного глинистого раствора со шламом, в который добавлен порошкообразный полиакриламид в количестве 0,5-1% для перевода глинистого раствора в вязкоупругое состояние на весь период эксплуатации скважины в условиях Заполярья (Патент РФ №2235858, 2002).

Недостатком известного состава является его невысокая плотность, которая не превышает плотности глинистого раствора, в результате чего происходит проникновение газа и пластовой жидкости и образование каналов, по которым возможны перетоки нефти и газа. Кроме того, использование указанного состава требует дополнительного использования незамерзающего раствора с устья скважины.

Задачей изобретения является разработка технологичного вязкоупругого состава (ВУС) повышенной плотности, позволяющего в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП) эффективно закачать его раствор в затрубное пространство скважин и откачать в скважину в процессе цементирования обсадной колонны за один прием без применения дополнительных работ по закачке растворов в межтрубное пространство с устья скважины.

Технический результат – создание вязкоупругого состава с плотностью не менее 1350 кг/м3, с низким водоотделением (не более 0,5 %), удовлетворительной растекаемостью (не менее 180 мм) и морозостойкостью до минус 3 градусов Цельсия.

Поставленная задача решается тем, что заявляемый ВУС для изоляции межтрубного пространства скважин содержит барит и бентонитовый глинопорошок, дополнительно содержит наполнитель в виде полых стеклянных микросфер с размером частиц 200 - 400 мкм, в качестве целевых добавок содержит ксантановую камедь в качестве загустителя, карбоксиметилцеллюлозу в качестве понизителя водоотдачи, хлорид кальция в качестве добавки, предупреждающей замерзание, диоксид кремния в качестве антислеживающейся добавки и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч:

барит – 64,0 – 68,0;

бентонитовый глинопорошок – 1,0-5,0;

указанный наполнитель – 8,0 – 12,0;

указанный загуститель – 0,3 – 0,7;

указанный понизитель водоотдачи – 0,3 – 0,7;

указанная добавка, предупреждающая замерзание раствора – 8,0 – 12,0;

указанная антислеживающаяся добавка – 8,0 – 12,0;

вода – 90,0 – 160,0.

Количественное содержание ингредиентов, за исключением воды, приведено в пересчете на абсолютно сухое вещество.

В качестве барита (BaSO4) может быть использован промышленно выпускаемый по ГОСТ 4682-84, например, под торговой маркой КБ-3.

В качестве бентонитового глинопорошка может быть использован, например, промышленно выпускаемый по ТУ 2164-005-04002160-2007 под торговой маркой ПБМВ.

В качестве наполнителя могут быть использованы полые стеклянные микросферы, например, выпускаемые по артикулу FS9110036268 торговой маркой HGS 4000 или иные полые стеклянные микросферы, которые образуются при высокотемпературном факельном сжигании угля и являются зольными отходами тепловых электростанций. Заявленный размер полых стеклянных микросфер обеспечивает требуемые свойства ВУС.

Карбоксиметилцеллюлоза используется в качестве понизителя водоотдачи. В качестве целевой добавки указанного назначения могут быть использованы другие известные для этих целей водорастворимые эфиры целлюлозы.

В качестве диоксида кремния может быть использован любой промышленно выпускаемый аморфный микрокремнезем, например, выпускаемый по ТУ 2164-005-04002160-2007 под торговой маркой МК-85, который представляет собой ультрадисперсный материал, состоящий из частиц сферической формы, получаемый в процессе газоочистки технологических печей при производстве кремнийсодержащих сплавов.

Из патентной и научно-технической литературы не известны вязкоупругие составы, содержащие совокупность указанных выше компонентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого технического решения.

Достигаемый при осуществлении изобретения технический результат состоит в том, что компоненты, входящие в заявляемый состав ВУС в указанных количествах в совокупности обеспечивают предупреждение межколонных газопроявлений и герметичность межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, установленных в интервалах ММП.

Заявляемый технический результат обеспечивается одновременно имеющими место известными свойствами входящих в него ингредиентов, а также взаимным влиянием их друг на друга с получением нового технического результата. В частности, бентонитовый глинопорошок является известным структурообразователем, а барит является традиционным утяжелителем, т.е. обеспечивает заявляемому ВУС необходимую плотность. Добавляемый в заявляемый состав наполнитель за счет сферической формы частиц полых стеклянных микросфер содействует усилению «подшипникового» эффекта для обеспечения заявляемому ВУС необходимой растекаемости. Эфиры целлюлозы при растворении в воде образуют крупные молекулы, которые покрывают частички барита и бентонитового глинопорошка (адсорбируясь на них) и создают вокруг последних защитные слои. При этом повышается гидрофильность этих частиц и агрегативная устойчивость заявляемого состава в целом. Макромолекулы таких реагентов, а также слои, образуемые ими на элементарных кристалликах заявляемого состава, способствуют увеличению плотности фильтрационных корок, в результате чего снижается водоотделение раствора. Молекулы ксантановой камеди адсорбируют воду с образованием трёхмерной сетки из двойных спиралей ксантана, по структуре близкой с гелем, тем самым загущая и стабилизируя заявляемый ВУС. Хлорид кальция предотвращает замерзание ВУС при отрицательных температурах. Диоксид кремния препятствует слёживанию и комкованию сухой смеси указанных компонентов.

Заявляемый состав за счет его перманентного гелеобразного состояния и повышенной плотности обеспечивает создание гидростатического давления выше пластового давления в продуктивном пласте на весь период срока службы скважины, что предотвращает образование флюид проводящих каналов. Низкая температура замерзания заявляемого состава позволяет применять его в условиях ММП. Удовлетворительная растекаемость раствора допускает его применение при первичном цементировании обсадных колонн. Низкие показатели водоотделения обеспечивают стабильность заявляемого вязкоупругого состава во времени, что обеспечит герметичность межтрубного пространства скважин.

Из существующего уровня техники не известно, чтобы указанная совокупность ингредиентов в заявляемом количественном соотношении решала давно имеющуюся техническую проблему, связанную с использованием ВУС в интервалах ММП, и обеспечивала герметичность межтрубного пространства скважин, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Заявляемый ВУС готовят следующим образом. Приготавливают сухую смесь в заданном количественном соотношении из барита, бентонитового глинопорошка, ксантановой камеди, полых стеклянных микросфер, карбоксиметилцеллюлозы, хлорида кальция и диоксида кремния. Полученную смесь затворяют водой с заданным объемом для получения плотности ВУС не менее 1350 кг/м3.

Заявляемые вязкоупругие состав (примеры по изобретению) были получены в лабораторных условиях и исследованы их свойства. Примеры конкретного выполнения № 1-№ 9) представлены в таблице. Растекаемость, плотность и водоотделение составов, полученных по примерам конкретного выполнения, определялись в соответствии с методами испытаний, указанными в ГОСТ 26798.1-96. Морозостойкость ВУС определялась визуально, при помощи хладотермостата.

Как видно из представленной таблицы, заявляемый ВУС позволяет достичь заявленного технического результата, а именно заявляемый состав обладает плотностью более 1350 кг/м3, водоотделением менее 0,5 % от объема раствора, растекаемостью свыше 180 мм, морозостойкостью ниже минус 3 градусов Цельсия. В случае выхода за заявленные интервалы по какому-либо ингредиенту, заявленный технический результат не достигается.

Заявляемый ВУС был подвергнут эксплуатационным испытаниям при креплении пяти эксплуатационных газовых скважин на Пякяхинском месторождении Западной Сибири.

Пример применения заявляемого ВУС в промысловых условиях.

Для цементирования одной эксплуатационной колонны на Пякяхинском месторождении (интервал расположения ВУС 1200 м от устья скважины) предварительно была приготовлена сухая смесь заявляемого ВУС следующего состава:

барит – 6600 кг (66,0 мас.ч);

бентонитовый глинопорошок – 300 кг (3,0 мас.ч);

ксантановая камедь – 50 кг (0,5 мас.ч);

полые стеклянные микросферы с размером частиц 200-400 мкм в качестве наполнителя – 1000 кг (10,0 мас.ч);

карбоксиметилцеллюлоза – 50 кг (0,5 мас.ч);

хлорид кальция – 1000 кг (10,0 мас.ч.);

аморфный микрокремнезем (МК-85) – 1000 кг (10,0 мас.ч.).

Полученную сухую смесь ВУС затворяли водой, взятой в количестве 14 000 литров (140 мас.ч.).

Откачка ВУС производилась по стандартной схеме приготовления и откачки тампонажных растворов, прямым способом в одну ступень. После окончания процесса цементирования проводились стандартные исследования: замеры межколонного давления в межтрубном пространстве и определение герметичности межтрубного пространства методом опрессовки с устья. Результаты исследований по всем пяти скважинам – положительные.


Вязкоупругий состав для изоляции межтрубного пространства скважин, содержащий барит, бентонитовый глинопорошок, целевые добавки и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит наполнитель в виде полых стеклянных микросфер с размером частиц 200 - 400 мкм, а в качестве целевых добавок содержит ксантановую камедь в качестве загустителя, карбоксиметилцеллюлозу в качестве понизителя водоотдачи, хлорид кальция в качестве добавки, предупреждающей замерзание, диоксид кремния в качестве антислеживающейся добавки при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч:

барит – 64,0 – 68,0;

бентонитовый глинопорошок – 1,0-5,0;

указанный наполнитель – 8,0 – 12,0;

указанный загуститель – 0,3 – 0,7;

указанный понизитель водоотдачи – 0,3 – 0,7;

указанная добавка, предупреждающая замерзание раствора – 8,0 – 12,0;

указанная антислеживающаяся добавка – 8,0 – 12,0;

вода – 90,0 – 160,0.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах.

Изобретение относится к цементным композициям и способам использования цементных композиций с замедленным схватыванием в подземных формациях. Способ цементирования в подземных формациях, включающий получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, фосфонатный замедлитель схватывания и диспергент типа карбоксилированного простого эфира, активацию цементной композиции с замедленным схватыванием активатором схватывания цемента, причем активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор, выбранный из группы, состоящей из нанокремнезема, полифосфата и их комбинаций, подачу цементной композиции с замедленным схватыванием в подземную формацию и создание условий для схватывания цементной композиции с замедленным схватыванием в подземной формации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности способа РИР, улучшение тампонирующей способности и упрочнение полученного тампонажного камня с применением структурообразующего реагента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Настоящее изобретение относится к способу подземной обработки (варианты), способу цементирования и композициям, которые содержат пыль цементной печи, имеющую измененный средний размер частиц.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду.

Изобретение относится к обслуживанию скважин. Технический результат – уменьшение времени смешивания ингредиентов жидкости обслуживания скважин, возможность смешивания в процессе применения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции.

Изобретение относится к области сельского хозяйства. В способе на поверхность почвы предварительно наносят структуроформирующую добавку, в качестве которой используют наноглауконит, который наносят на поверхность почвы в количестве (30,0-40,0) кг на 1 га посевной площади.

Изобретение относится к обработке подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество - СЭПАВ, флюид водной основы и кислоту, введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте».

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным композициям солей алкилполиалкоксисульфатов - АПАС, применяемым в прикладных задачах, связанных с нефтяными и газовыми месторождениями.

Изобретение относится к созданию расклинивающих агентов - алюмосиликатных проппантов высокой прочности, предназначенных при проведении гидравлического разрыва пласта в горных породах.

Изобретение относится к составу, используемому в нефтяной и нефтедобывающей промышленности, и предназначенному для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).

Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Группа изобретений относится к обработке карбонатных пластов. Технический результат – эффективная обработка карбонатных пластов за счет длительной активности жидкостей обработки и действия их на глубине пласта, уменьшение необходимых количеств добавок в жидкостях обработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК. Способ включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана. До запуска нефтяной добывающей скважины в эксплуатацию спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК. Производят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК. После подъема перфоратора спускают колонны НКТ до перфорационных отверстий. Затем закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4. После этого закачивают вторую порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачивают третью порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана. Для этого устанавливают микроцементный стакан до кровли продуктивного пласта. Затем производят подъем колонны НКТ, ожидают затвердевания микроцемента. После разбуривания микроцементного стакана до кровли экрана спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта. Производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. 2 табл., 4 ил.

Изобретение относится к вязкоупругим составам, используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород. Вязкоупругий состав содержит 64,0 – 68,0 мас.ч. барита, 1,0-5,0 мас.ч. бентонитового глинопорошка, 0,3 – 0,7 мас.ч. ксантановой камеди и 90,0 – 160,0 мас.ч. воды. При этом состав дополнительно содержит 8,0 – 12,0 мас.ч. наполнителя в виде полых стеклянных микросфер с размером частиц 200 - 400 мкм,, 0,3 – 0,7 мас.ч. карбоксиметилцеллюлозы в качестве понизителя водоотдачи, 8,0 – 12,0 мас.ч. хлорида кальция в качестве добавки, предупреждающей замерзание и 8,0 – 12,0 мас.ч. диоксида кремния в качестве антислеживающейся добавки. Техническим результатом является повышение эффективности закачивания вязкоупругого состава в затрубное пространство скважин и откачивания в скважину в процессе цементирования обсадной колонны за один прием без применения дополнительных работ по закачке состава в межтрубное пространство с устья скважины. 1 табл.

Наверх