RU2015155C1 - Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин - Google Patents

Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин Download PDF

Info

Publication number
RU2015155C1
RU2015155C1 SU5008937A RU2015155C1 RU 2015155 C1 RU2015155 C1 RU 2015155C1 SU 5008937 A SU5008937 A SU 5008937A RU 2015155 C1 RU2015155 C1 RU 2015155C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
solution
liquid
water
ethyl silicate
strengthening
Prior art date
Application number
Other languages
English (en)
Inventor
Н.М. Макеев
Н.Н. Касаткина
А.П. Пермяков
В.К. Андреев
В.А. Пьянков
Original Assignee
Макеев Николай Михайлович
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Макеев Николай Михайлович filed Critical Макеев Николай Михайлович
Priority to SU5008937 priority Critical patent/RU2015155C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2015155C1 publication Critical patent/RU2015155C1/ru

Links

Abstract

Использование: бурение скважин в зонах неустойчивых горных пород для закрепления околоскважинного пространства. Сущность: раствор для упрочнения неустойчивых горных пород содержит, мас.ч.: каустический магнезит 100; хлорид магния (бишофит) 59,15 - 56, 25; хлорид железа (кристаллогидрат) 0,27 - 0,45; этилсиликат 2,50 - 5,00; вода 34,50 - 33,76. 2 табл.

Description

Изобретение относится к бурению скважин в зонах неустойчивых горных пород, в частности к производству высокопроницаемых тампонажных составов для закрепления неустойчивого, осмотически проницаемого околоскважинного пространства, и может быть использовано в нефтегазовой промышленности, геологии и горном деле при изоляции коррозионных и пресных водопритоков.
Известен эмульсионный состав для ограничения водопритоков в скважину при добыче нефти, содержащий нефть, воду и в качестве добавки этилсиликат [1] . Этот состав готовится на поверхности и закачивается в пласт, где он созревает, после этого проводят водоизоляционные работы, но камня (твердого продукта) этот состав не образует.
Известен состав для изоляции притока пластовых вод в скважину, содержащий кремнийорганическое соединение и кристаллогидраты переходных металлов IV-VIII групп [2]. Состав готовится на поверхности и закачивается в пласт, где со временем отверждается. Однако полученный твердый продукт разрушается под действием минимальных нагрузок.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является вяжущее для укрепления пород в угольной, горнодобывающей промышленности и шахтном строительстве [3], имеющее следующий состав, мас.%:
Каустический магнезит 50,5-56,0
Хлорид магния 25,5-27,0
40%-й водный раствор
хлорида железа 5-7
Вода Остальное
Состав готовится на поверхности и закачивается в скважину.
Однако из-за малых сроков схватывания и быстрого загустевания (высокой пластической прочности) смесь нельзя прокачать в скважину на большую глубину.
Целью изобретения является создание раствора для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин, который обладал бы большими сроками схватывания, хорошей растекаемостью и адгезией, проникая в мелкие поры и трещины (менее 0,05 мм), со временем затвердевания в них, и предупреждая дальнейшее разрушение околоскважинного пространства и при этом сохраняя во времени высокие прочностные свойства.
Поставленная цель достигается тем, что раствор, содержащий каустический магнезит, хлориды магния, железа и воду, дополнительно содержит этилсиликат при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
Каустический магнезит 100
Хлорид магния (бишофит) 59,15-56,25
Хлорид железа (кристал-
логидрат) 0,27-0,45
Этилсиликат 2,5-5,0
Вода 34,50-33,76
Для устранения расклинивающего эффекта и стабилизации неустойчивых глинистых низкопроницаемых - микропористых (поры меньше, 0,01 мм), частично проницаемых среднепористых пород (поры меньше 0,05 мм) необходим раствор, который бы проникал в эти поры, бран на себя часть находящейся в них жидкости и затвердевал.
Использование в этих условиях всех видов цементных и буровых растворов с целью закрепления стенок скважин не дает положительного результата, так как зерна цемента крупнее 0,05 мм не проникают по поровому пространству. Наблюдается обезвоживание корки цемента, увлажнение породы фильтром и разрушение приствольного горного массива.
Распад неустойчивых глинистых сланцев происходит в результате расклинивающего эффекта фильтратом бурового раствора повышенной плотности по межпакетной спайности и спайности по напластованию, а затем уже действуют осмос и диффузия групп ОН- и катионов Na+, вытеснение Са++ и образование NaОН в межпакетном пространстве и расслоение глин.
Благодаря введению в состав нового реагента - этилсиликата - при предложенном количественном соотношении ингредиентов, состав стал растекаемым и приобрел сроки схватывания, необходимые для проникновения раствора в повороте пространство с последующим образованием в нем камня с высокими адгезионными и прочностными свойствами: растекаемость в 3,7-3,9 раза выше по сравнению с составом, принятым за прототип, сроки схватывания и адгезия увеличились соответственно в 30-115 раз (начало схватывания), в 3-48 раз (конец схватывания), в 1,3-1,8 раз (адгезия).
Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что предлагаемый раствор для упрочнения неустойчивых горных пород отличается от известного введением нового компонента, а именно: этилсиликата. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна". Анализ известных составов в области добычи и бурения скважин показал, что использование кремнийорганического соединения известно в области добычи нефти с целью ограничения водопритоков. Однако это применение в сочетании с другими компонентами не обеспечивает значительного увеличения растекаемости, сроков схвтывания раствора и адгезии и увеличения глубины упрочненного околоскважинного пространства. Таким образом, данный состав придает предлагаемому раствору новые свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "существенные отличия".
П р и м е р. Приготовление предлагаемого раствора в лабораторных условиях.
Для получения раствора были использованы следующие вещества:
Каустический магнезит по ГОСТ 1216-75;
Бишофит (хлорид магния) по ГОСТ 7759-73;
Хлорид железа (кристаллогидрат) по ГОСТ 4147-78;
Этилсиликат по ГОСТ 26371-84, ТУ 6-02- 06-67-86;
Вода водопроводная общей жесткостью 5-6 мг - экв./л.
Заранее в отдельной емкости готовили водный раствор хлорида магния )бишофита) плотностью 1250-1300 кг/м3, для этого 59,15-56,25 г хлорида магния (бишофита) растворяли в 34,50-33,76 мл воды. Затем добавляли 2,5-5,0 мл этилсиликата и 0,27-0,45 г кристаллогидрата железа при перемешивании. Получали 75 мл жидкости затворения, на которой затворяли 100 г магнезита. Смесь перемешивали с помощью лабораторной мешалки в течение 1 мин со скоростью 90-100 об/мин, в результате чего был получен заявляемый раствор.
В ходе лабораторных испытаний определяли следующие структурно-механические свойства полученного раствора и камня: растекаемость, сроки схватывания, адгезионные и прочностные свойства, водоустойчивость во времени. Растекаемость определяли по ГОСТ 1581-78, сроки схватывания раствора и прочность на сжатие образующегося камня - по ГОСТ 310.3-76, адгезионные свойства - по известной методике.
Для сравнения также определяли свойства известных составов по аналогу и прототипу.
Данные о составе и свойствах предлагаемого и известных растворов приведены в табл. 1.
Экспериментальные данные та бл. 1 свидетельствуют, что добавка этилсиликата в количестве 2,5-5,0 мас. ч. при сохранении предельных значений остальных компонентов делает заявляемый раствор растекаемым, высокопроникающим и обеспечивает сроки схватывания, необходимые для проведения технологической операции. Уменьшение содержания этилсиликата в растворе ведет к уменьшению прочности камня при хранении (опыт 2), увеличение - делает раствор неоднородным, наблюдается расслоение раствора (опыт 17). При увеличении содержания хлорида железа также наблюдается расслоение раствора (опыт 3), а при увеличении его - резкое сокращение сроков схватывания (опыты 18 и 19). Соотношение магнезита и бишофита остаются в традиционном соотношении.
Предельные и оптимальные количественные значения компонентов предлагаемого раствора, выявленные на основании лабораторных испытаний, приведены в табл. 2.
В производственных условиях предлагаемый раствор получают следующим образом.
В мерном отсеке цементировочного агрегата готовят жидкость затворения, для этого расчетное количество бишофита растворяют в воде, получают раствор полностью 1250-1300 кг/м3, затем в него последовательно при перемешивании добавляют расчетное количество этилсиликата и хлорида железа.
В цементно-смесительную машину загружают каустический магнезит. Каустический магнезит затворяют при жидкостно-цементном отношении 0,75, раствор в скважину на третьей скорости цементировочного агрегата.
Благодаря преимуществам предлагаемый раствор легко прокачивается по трубам, проникает в мелкие поры, где затвердевает и тем самым упрочняет околоскважинное пространство.

Claims (1)

  1. РАСТВОР ДЛЯ УПРОЧНЕНИЯ НЕУСТОЙЧИВЫХ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН, содержащий каустический магнезит, хлориды магния и железа и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит этилсиликат при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:
    Каустический магнезит 100
    Хлорид магния 56,25 - 59,15
    Хлорид железа (кристаллогидрат) 0,27 - 0,45
    Этилсиликат 2,50 - 5,00
    Вода 34,50 - 33,76
SU5008937 1991-11-15 1991-11-15 Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин RU2015155C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5008937 RU2015155C1 (ru) 1991-11-15 1991-11-15 Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5008937 RU2015155C1 (ru) 1991-11-15 1991-11-15 Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2015155C1 true RU2015155C1 (ru) 1994-06-30

Family

ID=21588687

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU5008937 RU2015155C1 (ru) 1991-11-15 1991-11-15 Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2015155C1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7044222B2 (en) 2000-06-06 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same
US7350576B2 (en) 2005-08-17 2008-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing subterranean formations using rapid setting plugging compositions
US7544641B2 (en) 2005-08-17 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations
US9546313B2 (en) 2013-12-13 2017-01-17 Brian Henry Tomlinson Compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Авторское свидетельство СССР N 1526337, кл. E 21B 33/138, 1988. *
2. Авторское свидетельство СССР N 1102895, кл. E 21B 33/132, 1982. *
3. Авторское свидетельство СССР N 1513126, кл. E 21B 33/138, 1987. *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7044222B2 (en) 2000-06-06 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same
US7350576B2 (en) 2005-08-17 2008-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing subterranean formations using rapid setting plugging compositions
US7544641B2 (en) 2005-08-17 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations
US9546313B2 (en) 2013-12-13 2017-01-17 Brian Henry Tomlinson Compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA1053892A (en) Drilling mud-cement compositions for well cementing operations
CA2563091C (en) Zeolite compositions having enhanced compressive strength
US6235809B1 (en) Multi-functional additive for use in well cementing
US20100006288A1 (en) Sorel cements and methods of making and using same
EP0582367A1 (en) Retarded acid soluble well cement compositions
GB2035992A (en) Retarded aqueous hydraulic cement slurry
WO2005054625A1 (en) Zeolite-containing remedial compositions
AU2012262965B2 (en) Use of methylhydroxyethyl cellulose as cement additive
RU2015155C1 (ru) Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин
RU2468187C1 (ru) Основа отверждаемого тампонажного раствора
GB2030976A (en) Pumpable thixotropic cement slurries for use in a well or in a subterranean formation
US4050948A (en) Method of making lightweight cement slurries and their uses
US6554069B1 (en) Methods of removing water-based drilling fluids and compositions
RU2379474C2 (ru) Способ изоляции интервалов высокоинтенсивных поглощений в скважине и аэрированный тампонажный раствор для его осуществления
RU2710650C1 (ru) Быстросхватывающийся аэрированный тампонажный материал для установки мостов в надпродуктивных интервалах
RU1776761C (ru) Тампонажный состав
RU2078906C1 (ru) Тампонажный раствор
RU2255204C1 (ru) Облегченный тампонажный раствор, тампонажный раствор для продуктивной зоны скважины и способ цементирования скважин
RU2052076C1 (ru) Буферная жидкость
RU2030559C1 (ru) Буферная жидкость
RU2213844C1 (ru) Способ приготовления тампонажного раствора
SU1190001A1 (ru) Способ приготовлени тампонажного раствора
RU2059059C1 (ru) Газоцементный состав
RU2067156C1 (ru) Тампонажный раствор и способ его применения для временного крепления скважин
RU2257466C1 (ru) Жидкость гидравлического разрыва пласта