RU2015155C1 - Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин - Google Patents
Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин Download PDFInfo
- 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
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.
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.
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.
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)
- 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
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)
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 |
-
1991
- 1991-11-15 RU SU5008937 patent/RU2015155C1/ru active
Non-Patent Citations (3)
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)
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 |