RU2161240C2 - Тампонажный состав для изоляции зон поглощения - Google Patents
Тампонажный состав для изоляции зон поглощения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2161240C2 RU2161240C2 RU98108650A RU98108650A RU2161240C2 RU 2161240 C2 RU2161240 C2 RU 2161240C2 RU 98108650 A RU98108650 A RU 98108650A RU 98108650 A RU98108650 A RU 98108650A RU 2161240 C2 RU2161240 C2 RU 2161240C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- water
- formation
- drilling
- grouting mortar
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к креплению скважин в зонах кавернообразований и шламонакоплений. Технический результат - ускорение сроков структурообразования и обеспечение сохранения прочности цементного камня в условиях водопроявлений и сероводородной агрессии. Тампонажный состав для изоляции зон поглощения включает цемент, хлористый кальций и воду, причем раствор дополнительно содержит кальцинированную соду и двуокись марганца при следующих соотношениях ингредиентов, мас. д. : цемент 100, хлористый кальций 2 - 2,5, кальцинированная сода 1,5 - 2,0, двуокись марганца 0,4 - 1,0, вода 45 - 50. 1 табл.
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к креплению скважин в зонах кавернообразований и шламонакоплений.
При проводке скважин и в интервалах, склонных к кавернообразованию, обычно в больших по размерам кавернах, наблюдается накопление шламовых стаканов, которые могут обрушиться в ствол скважины, что осложняет технологические процессы бурения и крепления.
Известен тампонажный состав на основе цемента и воды, применяемый при изоляционных работах в зонах кавернообразований (1). Однако этот состав не нашел широкого применения при изоляции каверн из-за длительного ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента).
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является тампонажный состав, включающий цемент, хлористый кальций и воду (2). Этот состав используется для установки цементных мостов в интервалах образования каверн. Однако указанный состав неэффективен при наличии в осложненном кавернами интервале проявлений сероводорода, т.к. цементный раствор, несмотря на содержание в нем ускорителя схватывания CaCl2, резко снижает скорость протекания процесса структурообразования, а цементный стакан не приобретает достаточной прочности и частично или полностью разрушается.
Задачей изобретения является ускорение сроков структурообразования и обеспечение сохранения прочности цементного камня в условиях водопроявлений и сероводородной агрессии.
Поставленная задача решается за счет того, что в тампонажный состав, включающий цемент, хлористый кальций, остальное воду, дополнительно вводят кальцинированную соду и двуокись марганца при следующих соотношениях ингредиентов, мас. д.:
Цемент - 100
Хлористый кальций - 2-2,5
Кальцинированная сода - 1,5-2,0
Двуокись марганца - 0,4-1,0
Вода - 45-50
Как известно, хлористый кальций используется по назначению в качестве ускорителя схватывания. Однако его добавление повышает растекаемость цементного раствора, что в условиях существования перетоков сероводородных пластовых вод (водопроявлений) приводит к разбавлению тампонажного состава и снижению прочности цементного камня, а в некоторых случаях к несхватыванию цементного раствора.
Цемент - 100
Хлористый кальций - 2-2,5
Кальцинированная сода - 1,5-2,0
Двуокись марганца - 0,4-1,0
Вода - 45-50
Как известно, хлористый кальций используется по назначению в качестве ускорителя схватывания. Однако его добавление повышает растекаемость цементного раствора, что в условиях существования перетоков сероводородных пластовых вод (водопроявлений) приводит к разбавлению тампонажного состава и снижению прочности цементного камня, а в некоторых случаях к несхватыванию цементного раствора.
Введение в состав кальцинированной соды и двуокиси марганца обеспечивает устойчивые связи в тиксотропном составе. Причем, благодаря этому сочетанию, состав приобретает сравнительно короткие сроки структурообразования при остановке прокачки цементного раствора и способность противодействовать сероводородной агрессии, благодаря нейтрализующему действию двуокиси марганца, что все вместе взятое способствует обеспечению сохранения высоких прочностных свойств цементного камня, а следовательно, и устойчивости созданных цементных мостов в скважинах.
Это можно видеть и из нижеприведенной таблицы, в которой приведены результаты экспериментальных исследований, проведенных в лаборатории предупреждения и борьбы с осложнениями при бурении скважин ВНИИБТ в условиях твердения цементного раствора в чистой и пластовой воде с H2S, отобранной из намюрского горизонта Ромашкинского месторождения.
Преимуществом заявляемого состава перед известным является сохранение прочности цементного камня и устойчивости цементных мостов за счет ускорения сроков структурообразования и нейтрализации воздействия сероводорода в условиях водопроявлений и сероводородной агрессии, что обеспечивает надежность изоляционных работ, исключений повторных заливок.
Испытания данной тампонажной системы проведены в скважине, бурившейся на Ромашкинском месторождении при вскрытии водопроявляющего падыгорского горизонта, содержащего сероводород в пределах 200-310 мг/л. Для обеспечения сохранения прочности и устойчивости устанавливаемых цементных мостов в кавернообразующих интервалах тампонажный раствор ~ 1м3 содержал цемента 500 кг, CaCl2 - 16 кг, Na2CO3 - 15 кг, MnO2 - 6-8 кг. При этом его растекаемость составляла 13,5-15,0, сроки схватывания: начало 5-6 ч, конец 10-12 ч, а прочность цементного камня на изгиб через 48 ч 2,3-2,5 МПа. При таком составе тампонажного раствора во всех случаях обеспечивалась сопротивляемость цементного моста разрушению.
Пример проведения изоляционных работ с предложенным составом в скважине N 1202 Сармановской площади.
В интервале верейских отложений (750-780 м) при углублении ниже их образовалась каверна. Из-за нее в стволе стал накапливаться шлам, стакан из которого приходилось при каждом наращивании бурильного инструмента прорабатывать. При циркуляции промывочной жидкости на основе технической воды отмечался запах сероводорода. Обычно в таких случаях цементирование каверн оканчивалось неудачно.
Для цементирования каверн в скважину на глубину 790 м был спущен бурильный инструмент с открытым концом. Подготовлен СМН-20 с 6 тн цемента. В ЦА набрали 3 м3 пресной воды и последовательно растворили в ней 120 кг CaCl2, затем 90 кг Na2CO3 и 50 кг MnO2. После растворения добавок на этом водном растворе затворили цемент и закачали цементный раствор в скважину.
Цементный раствор продавили по расчету так, чтобы он перекрыл зону обвалов. При разбуривании цементный стакан был в интервале 720-800 м. После разбуривания бурение нормализовалось, шламового стакана в скважине больше не было.
Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Совершенствование технологии бурения нефтяных скважин в Татарии" (Тезисы докладов научно-технической конференции) Альметьевск, 1982, с. 88-92.
1. Совершенствование технологии бурения нефтяных скважин в Татарии" (Тезисы докладов научно-технической конференции) Альметьевск, 1982, с. 88-92.
2. Т. Н. Бикчурин и др. "Технический прогресс в строительстве скважин". Казань, Татарское книжное издательство, 1982, с. 74-76 (прототип).
Claims (1)
- Тампонажный состав для изоляции зон поглощения, включающий цемент, хлористый кальций и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит кальцинированную соду и двуокись марганца при следующем соотношении компонентов, мас.д.:
Цемент - 100,0
Хлористый кальций - 2,0 - 2,5
Кальцинированная сода - 1,5 - 2,0
Двуокись марганца - 0,4 - 1,0
Вода - 45,0 - 50,0
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98108650A RU2161240C2 (ru) | 1998-05-06 | 1998-05-06 | Тампонажный состав для изоляции зон поглощения |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98108650A RU2161240C2 (ru) | 1998-05-06 | 1998-05-06 | Тампонажный состав для изоляции зон поглощения |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU98108650A RU98108650A (ru) | 2000-02-20 |
RU2161240C2 true RU2161240C2 (ru) | 2000-12-27 |
Family
ID=20205651
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98108650A RU2161240C2 (ru) | 1998-05-06 | 1998-05-06 | Тампонажный состав для изоляции зон поглощения |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2161240C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2741890C2 (ru) * | 2016-05-05 | 2021-01-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Ухтинский государственный технический университет" | Облегченный тампонажный состав для цементирования скважин в высокопроницаемых горных породах в условиях сероводородной агрессии |
-
1998
- 1998-05-06 RU RU98108650A patent/RU2161240C2/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
БИКЧУРИН Т.Н. и др. Технический прогресс в строительстве скважин. - Казань, Татарское книжное издательство, 1981, с. 74 - 76. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2741890C2 (ru) * | 2016-05-05 | 2021-01-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Ухтинский государственный технический университет" | Облегченный тампонажный состав для цементирования скважин в высокопроницаемых горных породах в условиях сероводородной агрессии |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7150321B2 (en) | Zeolite-containing settable spotting fluids | |
US5082499A (en) | Well preflush fluid | |
US7048053B2 (en) | Zeolite compositions having enhanced compressive strength | |
US3887009A (en) | Drilling mud-cement compositions for well cementing operations | |
EP1112985B1 (en) | Settable oil and gas well fluid compositions | |
AR024720A1 (es) | COMPOSICIoN ALMACENABLE PARA CEMENTAR POZOS DE PETRoLEO Y GAS, Y LECHADA DE CEMENTACIoN. | |
BRPI0808179A2 (pt) | Fluido de furo de poço a base de silicato e métodos para estabilização de formações não consolidadas | |
NO177001B (no) | Saltmettede sementoppslemminger med lavt fluidtap samt fremgangsmåte for å sementere et rör i en brönnboring | |
RU2161240C2 (ru) | Тампонажный состав для изоляции зон поглощения | |
US4924942A (en) | Well forming process | |
US8142110B2 (en) | Anchor fixing agent, anchor fixing agent ampule, and method for fixing anchor | |
WO2009056291A1 (en) | Sealant composition | |
JPS637588B2 (ru) | ||
RU2202033C2 (ru) | Тампонажный состав | |
SU1416669A1 (ru) | В зкопластичный материал дл изол ции пластов | |
KR102660316B1 (ko) | 지반보강용 앵커 주입재 | |
SU692982A1 (ru) | Тампонажна смесь | |
SU1240870A1 (ru) | Состав дл изол ции поглощающего пласта при бурении скважин | |
SU1258986A1 (ru) | Тампонажный раствор дл креплени скважин | |
SU1668630A1 (ru) | Способ изол ции поглощений и водопро влений | |
SU1661371A1 (ru) | Тампонажный раствор | |
RU2111341C1 (ru) | Расширяющийся тампонажный материал | |
SU1629485A1 (ru) | Тампонажный цемент | |
JPS6126538A (ja) | セメント急結剤 | |
NO20002942L (no) | Brönnsementeringsfremgangsmåter som anvender sammensetninger inneholdende flytende polymeriske additiver |