RU2220275C2

RU2220275C2 - Well-plugging compound for steam-injection wells

Info

Publication number: RU2220275C2
Application number: RU2001124445/03A
Authority: RU
Inventors: А.Е. Нижник; Л.И. Рябова; А.К. Куксов; Д.Ф. Новохатский
Original assignee: Нижник Алексей Евстафьевич; Рябова Любовь Ивановна; Куксов Анатолий Кононович; Новохатский Дмитрий Федорович
Priority date: 2001-09-03
Filing date: 2001-09-03
Publication date: 2003-12-27

Abstract

FIELD: drilling and running of oil wells in which thermal methods of oil recovery from pools are employed. SUBSTANCE: plugging compound for steam-injection wells contains clinker, gypsum, quartz sand and slag. Slag includes basic slag and admixture. Plugging compound has following proportion of components, per cent by mass: clinker 25.0-40.0; gypsum 3.0-6.0; quartz sand 35.0-38.0; basic slag 20.0-22.0, admixture 2.0-9.0. Depending on geological and technical conditions plugging compound can carry regulator of technological properties in the form of solidification accelerator or retarder or water recovery reducer. EFFECT: ensured long strength of cement stone enduring up to ten cycles of hydraulic and thermal heating with amplitude from low positive temperatures to 360 C. 2 cl, 1 tbl

Description

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных скважин, в которых применяются термические методы повышения нефтеотдачи пластов.The invention relates to the drilling and operation of oil wells, which apply thermal methods to enhance oil recovery.

Тампонажный материал для крепления скважин, в которых применяются методы термического воздействия на пласт, должен схватываться и набирать требуемую прочность при геостатической температуре в интервале цементирования скважины, иметь повышенную деформацию, не должен разрушаться при последующих воздействиях на пласт, быть термостойким и долговечным.Grouting material for fastening wells that use methods of thermal treatment of the formation must set and gain the required strength at the geostatic temperature in the interval of cementing of the well, have an increased deformation, must not collapse during subsequent impacts on the formation, be heat-resistant and durable.

Известен тампонажный материал для паронагнетательных скважин, содержащий шлакопесчаный цемент и портландцемент, твердеющий при 10-80°С с последующим гидротермальным прогревом его до 160-250°С при нагнетании в пласт водяного пара [1].Well-known grouting material for steam injection wells, containing slag sand and Portland cement, hardening at 10-80 ° C followed by hydrothermal heating to 160-250 ° C when water vapor is injected into the formation [1].

Недостатком материала является низкая прочность цементного камня при гидротермальном нагреве вследствие перекристаллизации метастабильной фазы гидроалюмината кальция в шестиводный трехкальциевый гидроалюминат.The disadvantage of the material is the low strength of the cement stone during hydrothermal heating due to the recrystallization of the metastable phase of calcium hydroaluminate into a six-water tricalcium hydroaluminate.

Известен тампонажный состав для крепления паронагнетательных скважин, содержащий следующие компоненты : клинкер, кварцевый песок, шлак [2].Known grouting composition for fastening steam injection wells, containing the following components: clinker, quartz sand, slag [2].

Получаемый из этого состава цементный камень сохраняет длительную термостойкость только в отсутствии влаги и подвержен постепенному разрушению при цикличном нагреве паром до 360°С.The cement stone obtained from this composition retains long-term heat resistance only in the absence of moisture and is subject to gradual destruction upon cyclic heating with steam up to 360 ° C.

Задачей данного изобретения является обеспечение длительной прочности и термостойкости цементного камня, испытывающего воздействие гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С до 10 циклов.The objective of the invention is to provide long-term strength and heat resistance of cement stone, experiencing the effects of hydrothermal heating with an amplitude from low positive temperatures to 360 ° C to 10 cycles.

Тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий клинкер, гипс, кварцевый песок и шлак, содержит в качестве шлака шлак основной и дополнительно добавку “ИР-1” при следующих соотношениях компонентов, мас.%: клинкер 25-40, гипс 3-6, кварцевый песок 35-38, шлак основной 20-22, добавка “ИР-1” 2-9. В зависимости от геолого-технических условий тампонажный состав может содержать регулятор технологических свойств в виде ускорителя или замедлителя схватывания или понизителя водоотдачи.The grouting composition for steam injection wells, containing clinker, gypsum, quartz sand and slag, contains as slag the main slag and, in addition, the additive “IR-1” with the following ratios of components, wt.%: Clinker 25-40, gypsum 3-6, quartz sand 35-38, main slag 20-22, additive “IR-1” 2-9. Depending on the geological and technical conditions, the grouting composition may contain a regulator of technological properties in the form of an accelerator or retarder setting or a loss of fluid loss.

Указанный тампонажный состав может содержать регулятор технологических свойств в количестве 0,02-2,0% от массы состава.The specified grouting composition may contain a regulator of technological properties in an amount of 0.02-2.0% by weight of the composition.

В качестве регулятора может быть ускоритель или замедлитель схватывания или понизитель водоотдачи.The regulator may be an accelerator or retarder setting or a loss of fluid loss.

Совокупность заявляемых компонентов состава в указанных соотношениях позволяет сформировать такой цементный камень, который при циклическом воздействии теплоносителя имеет стабильные физико-химические характеристики в гидротермальных условиях длительное время. Это обеспечивает получение технического результата - долговременную прочность и гидротермостойкость крепления скважины под воздействием гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С.The combination of the claimed components of the composition in these ratios allows you to form such a cement stone, which under the cyclic exposure to the coolant has stable physico-chemical characteristics in hydrothermal conditions for a long time. This provides a technical result - long-term strength and hydrothermal stability of the well attachment under the influence of hydrothermal heating with an amplitude from low positive temperatures to 360 ° C.

Тампонажный состав готовят следующим образом. Сначала готовят шихту. Смешивают клинкер, гипс, песок, шлак и осуществляют их совместный помол. Затем в полученную смесь вводят добавку “ИР-1” по ТУ 5743-001-44628610-98, которая представляет собой вулканическую породу с соотношением оксида кремния к оксиду алюминия более 3,5, содержащую 1-15% пемзы. После тщательного перемешивания состав готов. В случае необходимости, в зависимости от геолого-технических условий скважины в состав дополнительно вводят регулятор технологических свойств, в качестве которого может быть ускоритель или замедлитель схватывания или понизитель водоотдачи.The grouting composition is prepared as follows. First prepare the charge. Clinker, gypsum, sand, slag are mixed and they are milled together. Then, the additive “IR-1” according to TU 5743-001-44628610-98, which is a volcanic rock with a ratio of silicon oxide to alumina of more than 3.5, containing 1-15% pumice, is introduced into the resulting mixture. After thorough mixing, the composition is ready. If necessary, depending on the geological and technical conditions of the well, a technological properties regulator is additionally introduced into the composition, which can be an accelerator or retarder or a loss of water loss.

Для получения тампонажного раствора сухой состав затворяют водой при водосмесевом отношении 0,40-0,44.To obtain a cement slurry, the dry composition is closed with water at a water-mixing ratio of 0.40-0.44.

Готовят тампонажные составы в заявляемом соотношении компонентов и с удельной поверхностью 350-420 м³/кг.Grouting compositions are prepared in the claimed ratio of components and with a specific surface area of 350-420 m ³ / kg.

Пример 1. Для приготовления 100 кг состава берут 25 кг клинкера, 6 кг гипса, 38 кг кварцевого песка и 22 кг шлака основного. Готовую шихту загружают в мельницу и осуществляют помол до удельной поверхности, равной 390-400 м³/кг.Example 1. To prepare 100 kg of the composition take 25 kg of clinker, 6 kg of gypsum, 38 kg of quartz sand and 22 kg of main slag. The finished mixture is loaded into a mill and grinding is carried out to a specific surface of 390-400 m ³ / kg.

В конце помола добавляют 9 кг “ИР-1” и, домалывая, перемешивают состав.At the end of grinding, add 9 kg of “IR-1” and, while grinding, mix the composition.

К полученному вяжущему составу добавляют 42 л воды затворения и готовят тампонажных раствор в соответствии с существующими ГОСТами. Приготовленный тампонажный раствор заливают в формы для получения стандартных образцов и оставляют при температуре около 22°С на 1-2 суток до затворения. После этого образцы подвергают прогреву до 360°С в течение 8 часов, затем охлаждают 16 часов и вновь прогревают, и так далее от 3 до 10 циклов. Затем эти образцы закладываются на длительное твердение в гидротермальных условиях, приближенных к скважинным. После десяти циклов термообработки образца изгиб и сжатие цементного камня составляют соответственно 8,2 и 29,1 МПа, прочность цементного камня при длительном твердении растет: 39, 40, 52 МПа через 180, 270, 360 суток соответственно (см. таблицу, опыт 1).42 l of mixing water is added to the obtained cementitious compound and cement slurry is prepared in accordance with the existing GOSTs. The prepared cement slurry is poured into molds to obtain standard samples and left at a temperature of about 22 ° C for 1-2 days before mixing. After that, the samples are heated to 360 ° C for 8 hours, then cooled for 16 hours and reheated, and so on from 3 to 10 cycles. Then these samples are laid for long-term hardening in hydrothermal conditions, close to the borehole. After ten cycles of heat treatment of the sample, the bending and compression of the cement stone are 8.2 and 29.1 MPa, respectively, the strength of the cement stone with prolonged curing increases: 39, 40, 52 MPa after 180, 270, 360 days, respectively (see table, experiment 1 )

Пример 2. Готовят 100 кг состава из 40 кг клинкера, 3 кг гипса, 35 кг кварцевого песка, 20 кг шлака основного и 2 кг добавки “ИР-1” по методике, изложенной в примере 1. Из полученного состава готовят тампонажный раствор так же, как в примере 1, и испытывают образцы получаемого цементного камня.Example 2. Prepare 100 kg of a composition of 40 kg of clinker, 3 kg of gypsum, 35 kg of quartz sand, 20 kg of slag basic and 2 kg of additives “IR-1" according to the method described in example 1. From the resulting composition, a grout is prepared , as in example 1, and test samples of the resulting cement stone.

Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 2.The test results are presented in the table, experiment 2.

Пример 3. Готовят 100 кг состава из 30 кг клинкера, 5 кг гипса, 38 кг кварцевого песка, 20 кг шлака, 7 кг добавки “ИР-1” по методике, изложенной в примере 1.Example 3. Prepare 100 kg of a composition of 30 kg of clinker, 5 kg of gypsum, 38 kg of quartz sand, 20 kg of slag, 7 kg of additives "IR-1" according to the method described in example 1.

В готовый состав при перемешивании вводят ускоритель сроков схватывания раствора - СаСl₂ в количестве 2 кг (2% от массы состава), и готовят тампонажный раствор по примеру 1 для испытаний цементного камня. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 3.In the finished composition with stirring, an accelerator of the setting time of the solution — CaCl ₂ in the amount of 2 kg (2% by weight of the composition) is introduced, and a grouting mortar is prepared according to Example 1 for testing a cement stone. The test results are presented in the table, experiment 3.

Пример 4. Готовят состав так же, как в примере 2, и при перемешивании вводят в него замедлитель сроков схватывания НТФ в количестве 20 г (0,02% от массы состава). Готовят тампонажный раствор по примеру 1 для испытаний цементного камня. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 4.Example 4. Prepare the composition in the same way as in example 2, and with stirring, a retarder of NTF setting time is introduced into it in an amount of 20 g (0.02% by weight of the composition). Prepare a grouting mortar according to example 1 for testing cement stone. The test results are presented in the table, experiment 4.

Пример 5. Готовят состав так же, как в примере 1, и при перемешивании вводят в него понизитель водоотдачи-сульфацелл в количестве 500 г (0,5% от массы состава). Готовят тампонажный раствор по примеру 1 для испытаний цементного камня. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 5.Example 5. Prepare the composition in the same way as in example 1, and with stirring, a fluid loss reducer-sulfacell in the amount of 500 g (0.5% by weight of the composition) is introduced into it. Prepare a grouting mortar according to example 1 for testing cement stone. The test results are presented in the table, experiment 5.

Из таблицы видно, что тампонажные растворы, получаемые из заявляемого состава, удовлетворяют предъявляемым к ним требованиям: у них нулевой водоотстой, что обеспечивает седиментационную устойчивость раствора. В пределах требуемых значений находятся водоцементный фактор, растекаемость и плотность. Цикличное воздействие гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С с ростом количества циклов не уменьшает пределов прочности цементного камня, которая растет в процессе твердения последнего.The table shows that the grouting mortars obtained from the claimed composition, meet the requirements for them: they have zero water sludge, which ensures sedimentation stability of the solution. Within the required values are the water-cement factor, spreadability and density. The cyclical effect of hydrothermal heating with an amplitude from low positive temperatures to 360 ° C with an increase in the number of cycles does not reduce the strength limits of cement stone, which grows during the hardening of the latter.

Использование состава для паронагнетательных скважин позволит повысить герметичность затрубного пространства крепи скважины при циклическом нагнетании теплоносителя, сократит число ремонтов в процессе эксплуатации и повысит количество добываемой нефти.The use of the composition for steam injection wells will increase the tightness of the annular space of the well support during cyclic injection of the coolant, reduce the number of repairs during operation and increase the amount of oil produced.

Источники информацииSources of information

1. А.С. СССР № 981585, Е 21 В 33/138, 1980 г.1. A.S. USSR No. 981585, Е 21 В 33/138, 1980

2. А.С. СССР № 981585, Е 21 В 33/138, 1982 г.2. A.S. USSR No. 981585, E 21 B 33/138, 1982

Claims

1. The grouting composition for steam injection wells, containing clinker, gypsum, quartz sand and slag, characterized in that it contains as slag the main slag and additional additive “IR-1” in the following ratio of components, wt. %

Clinker 25-40

Gypsum 3-6

Quartz sand 35-38

Slag main 20-22

Additive “IR-1" 2-9

2. The grouting composition according to claim 1, characterized in that it further comprises a regulator of technological properties in an amount of 0.02-2.0% by weight of the composition.

3. The grouting composition according to claim 2, characterized in that, as a regulator of technological properties, it contains an accelerator, or a retarder, or a loss of water loss.