RU2524771C1 - Тампонажный облегченный серосодержащий раствор - Google Patents

Тампонажный облегченный серосодержащий раствор Download PDF

Info

Publication number
RU2524771C1
RU2524771C1 RU2013101186/03A RU2013101186A RU2524771C1 RU 2524771 C1 RU2524771 C1 RU 2524771C1 RU 2013101186/03 A RU2013101186/03 A RU 2013101186/03A RU 2013101186 A RU2013101186 A RU 2013101186A RU 2524771 C1 RU2524771 C1 RU 2524771C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
sulfur
cement
binder
grouting
Prior art date
Application number
RU2013101186/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013101186A (ru
Inventor
Борис Михайлович Скориков
Геннадий Андреевич Белоусов
Сергей Романович Журавлев
Игорь Владимирович Майгуров
Original Assignee
Лонест Холдинг Корп.
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 Лонест Холдинг Корп. filed Critical Лонест Холдинг Корп.
Priority to RU2013101186/03A priority Critical patent/RU2524771C1/ru
Publication of RU2013101186A publication Critical patent/RU2013101186A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2524771C1 publication Critical patent/RU2524771C1/ru

Links

Landscapes

  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)

Abstract

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор включает: 9,60-36,30 мас.% портландцемента, 12,09-28,88 мас.% высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур», 9,60-12,09 мас.% дисперсной серы фракцией до 20 мк, 39,40-51,80 мас.% воды, 0,01-0,05 мас.% нитрилотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), 0,07-0,11 мас.% суперпластификатора С-3. Техническим результатом является повышение эффективности разобщения водоносных и нефтеносных пластов, изоляции высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора. 1 табл.

Description

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.
Для успешного разобщения водоносных и нефтегазоносных пластов в процессе крепления обсадных колонн, в выработанных пластах с аномально низким пластовым давлением (АНПД) на площадях с высоким содержанием сероводорода, изоляции зон интенсивных поглощений первостепенное значение имеет правильный подбор необходимой плотности тампонажных смесей и их показателей структурно-механических свойств в статических и динамических условиях. Поэтому важно, чтобы тампонажная смесь с момента поступления в каналы проницаемого и поглощающего пласта обладала необходимыми заданными значениями плотности, пластической прочности, напряжения сдвига, коррозионной стойкости.
Известны облегченные тампонажные растворы, включающие вяжущее, добавки и воду (см. «Справочное руководство по тампонажным материалам», В.С. Данюшевский и др., Москва, «Недра», 1987 г., стр.102-107), предназначенные для цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений. Комбинируя количество добавки (бентонит, диатомит, фильтроперлит, опока и др.) по отношению к вяжущему, ее плотность, водотвердое отношение, можно получать тампонажные растворы плотностью от 1,60 до 1,35 г/см3 с удовлетворительной прочностью цементного камня.
Недостатком известных облегченных растворов являются:
- недостаточная коррозионная стойкость в сероводородосодержащих средах;
- низкие проникающие свойства в проницаемых пластах;
- низкие изоляционные свойства в средах, содержащих сероводород.
На месторождениях, содержащих сероводород, требуются облегченные тампонажные растворы с более высокой коррозионной стойкостью, которые можно получить с добавками, имеющими органогенный состав (сера, уголь, смола, резина и пр.).
Известен тампонажный материал для высокотемпературных скважин по патенту RU №2198999, включающий вяжущее, измельченную серу, при следующем соотношении компонентов, масс.%: вяжущее 80-95, измельченная сера - остальное, в качестве вяжущего используется портландцемент, шлакопортландцемент, глиноземистый цемент, шлакопесчаная смесь.
Недостатками данного тампонажного материала являются:
- невозможность приготовления раствора плотностью менее 1,75 г/см3;
- необходимость наличия высокой температуры (120°C) на забое скважин при проведении технологических работ.
Наиболее близким к предлагаемому решению является тампонажный состав по патенту RU №2202033, включающий масс.%: неорганическое вяжущее - портландцемент - 59,0-65,0, ингибирующую добавку - серу или пирит - 3,0-12,0 и в качестве жидкого затворения - 5-10% водный раствор СаСl2 или 5-10% водный раствор твердого отхода производства соды, или воду.
Недостатком известного тампонажного раствора являются:
- невозможность его приготовления плотностью ниже 1,7-1,75 г/см3, так как тампонажный цемент имеет относительно малую удельную поверхность 2500-3500 см2/г и при добавках избыточной воды и серы или пирита из тампонажного раствора не образуется камня или резко снижается его механическая прочность;
- низкая проникающая способность.
Технической задачей предлагаемого изобретения является расширение области применения путем снижения плотности тампонажного раствора при одновременном увеличении подвижности и проникающей способности его в начальный период, повышения адгезионного сцепления камня с горной породой и обсадной колонной, повышения коррозионной стойкости камня.
Технический результат направлен на создание облегченного тампонажного раствора плотностью до 1,40 г/см3 с определенными структурно-механическими и закупоривающими свойствами раствора, прочностными и адгезионными характеристиками камня, позволяющими обеспечить эффективное разобщение водоносных и нефтеносных пластов, изоляцию высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора, в том числе на истощенных месторождениях с АНПД.
Техническая задача решается тем, что тампонажный облегченный серосодержащий раствор содержит вяжущее, дисперсную серу фракцией до 20 мк, воду, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ, а в качестве вяжущего содержит смесь портландцемента и высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур» при следующих соотношениях компонентов, масс.%:
Портландцемент 36,30-9,60
Высоководопотребное тонкомолотое
вяжущее с удельной поверхностью
20000-25000 см2/г «Микродур» 12,09-28,88
Дисперсная сера фракцией до 20 мк 12,09-9,60
Вода 39,40-51,80
Реологические добавки:
Нитрилотриметиленфосфоновая
кислота - НТФ 0,05-0,01
Суперпластификатор С-3 0,07-0,11
Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в тампонажном облегченном серосодержащем растворе используются невысокой плотности наполнитель - дисперсная сера фракцией не более 20 мк и высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г Микродур, что позволяет повысить качество крепления обсадных колонн, разобщения водогазонефтеносных пластов, изоляции поглощающих пластов за счет снижения плотности тампонажной смеси до требуемой величины, обеспечения необходимой подвижности и высокой проникающей способности смеси в начальный период проведения крепежных и изоляционных работ, повышения прочности адгезионного сцепления тампонажного камня со стенками скважин и обсадной колонной в условиях нормальных и повышенных температур.
Дисперсную серу фракцией до 20 мк в предлагаемом тампонажном облегченном растворе используют в качестве облегчающей добавки и адгезионного компонента обсадной колонны, поскольку при спуске и промывке ее в условиях поступления слабой кислоты Н2S стенки обсадной колонны покрыты микропленкой FeS.
Из известных тонкомолотых вяжущих наиболее эффективным является Микродур, получаемый на основе портландцемента.
В предлагаемом тампонажном облегченном серосодержащем растворе в качестве высоководопотребного тонкодисперсного вяжущего используют особотонкомолотый цемент «Микродур».
Вяжущее «Микродур» производится посредством воздушной сепарации пыли, образующейся при помоле цементного клинкера, технология его изготовления разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA - BAVGmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff» и защищена Европейским патентом. Диаметр зерен «Микродур» в 6-10 раз и более меньше частиц портландцемента. Благодаря малому размеру частиц (диаметр зерен ≤2-6 мкм), высокой удельной поверхности (20000-25000 см2/г) и технологично подобранному гранулометрическому составу растворы «Микродур» обладают текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном количестве жидкости затворения, что позволяет суспензии «Микродура» глубоко проникать в низкопроницаемую горную породу. Время истечения (условная вязкость) суспензии в возрасте до 3 часов колеблется от 28 до 30 сек.
В отличие от прототипа использование тонкодисперсного вяжущего «Микродур» позволяет в большем объеме связать воду затворения и уплотнить структуру камня и обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность. Это обусловлено тем, что тонкодисперсное вяжущее способно связывать воду во много раз больше, так как водотвердое отношение может достигать 3,0-5,0 при удельной поверхности 20000-25000 см2/г против 0,3-0,5 обычных тампонажных цементов, имеющих удельную поверхность 2500-3500 см2/г.
Оптимальное содержание дисперсной серы составляет 12,09-9,60 масс.%. При увеличении содержания серы более 12,09 масс.% снижается прочность камня. Добавка серы менее 9,60 масс.% приводит к повышению плотности раствора. Следует добавить, что добавка к чистому портландцементу незначительно облегчает плотность состава, а добавка к чистому «Микродуру» существенно снижает их прочность.
Оптимальным содержанием основных реологических компонентов в заявляемом тампонажном облегченном серосодержащем растворе является -НТФ от 0,01 до 0,05 масс.% и суперпластификатора С-3 от 0,07 до 0,11 масс.%. При этом добавка НТФ менее 0,05 масс.% сокращает скорость загустевания составов с повышенным содержанием портландцемента, а увеличение добавки свыше 0,01 масс.% приводит к замедлению процесса схватывания и снижению прочности камня в первоначальный период для составов с «Микродуром». Содержание суперпластификатора С-3 более 0,11 масс.% приводит к снижению стабильности раствора и к его расслаиванию, а при содержании менее 0,07 масс.% растекаемость раствора уменьшается, т.е. раствор становится непрокачиваемым.
В промысловых условиях тампонажный облегченный серосодержащий раствор готовят двумя способами.
При первом способе готовится сухая тампонажная смесь вяжущего и серы с использованием смешивающих устройств и силосных емкостей в условиях производственной базы. В условиях буровой для приготовления сухой смеси используются цементовозы и цементо-смесительные машины. После приготовления сухую тампонажную смесь затворяют обычным способом на предварительно приготовленном растворе с добавкой суперпластификатора С-3 и НТО и закачивают в скважину.
По второму способу, при наличии осреднительных машин типа АСМ-25 или УСО-20, тампонажную смесь готовят следующим способом. Вначале в осреднительную емкость набирают необходимое количество воды, в которой растворяют расчетное количество суперпластификатора С-3 и замедлителя НТФ. После чего при постоянном перемешивании в данную осреднительную емкость добавляют расчетное количество серы, а затем с помощью цементовозов или смесительных машин добавляют вяжущее до необходимой плотности тампонажного раствора. Затем раствор закачивают в скважину.
Определение основных свойств раствора и камня проводят в лаборатории в соответствии с ГОСТ 1581-96 «Цементы тампонажные» и ГОСТ 26798.1-96 «Методы испытаний».
Плотность, растекаемость, водоотделение раствора определяют при 25°C и атмосферном давлении. Для условий умеренных температур загустевание раствора определяют при 75°C и атмосферном давлении. Для условий АВПД при режиме температуры до 90°C.
Растекаемость определяют по конусу АзНИИ, плотность пикнометром, водоотделение в мерном цилиндре, время загустевания на консистометрах ZM-1002 и КЦ-3. Прочность тампонажного камня на сжатие на испытательном стенде CHANDLER (Модель 4207D), газопроницаемость на приборе GFS-830-SS - CHANDLER.
При проведении лабораторных исследований были использованы:
- водопроводная вода;
- портландцемент;
- высоководопотребное тонкомолотое вяжущее (Микродур 261R-X);
- дисперсная сера фракцией до 20 мк;
- суперпластификатор С-3;
- нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ.
Пример.
При проведении испытаний (см. состав 4 таблица 1,) вначале готовят жидкость затворения с добавкой 0,2 г (0,11 масс.%) суперпластификатора С-3, 0,15 г (0,01 масс.%) НТФ на 107,6 г (51,8 масс.%) воды. Затем при постоянном перемешивании последовательно вводят 20 г (9,6 масс.%) портландцемента, 60 г (28,88 масс.%) Микродура - 261R-X и 20 г (9,6 масс.%) дисперсной серы. После перемешивания раствора в течение 3-х минут замеряют его растекаемость и плотность и заливают тампонажный раствор в консистометр (без давления) для определения загустевания при 75°C. Кроме того, формируют образцы в заданных условиях для определения прочности тампонажного камня на сжатие.
Тампонажный облегченный серосодержащий раствор предлагаемого состава с содержанием указанных компонентов в заявляемых пределах обладает пониженной плотностью (1,40 г/см3), нормативным значением растекаемости (240 мм) (см. состав 4 таблица 1), временем прокачиваемости 8-00 часов и прочностью на сжатие 5,5 МПа через 2 суток твердения при температуре 75°C. Значения растекаемости и времени прокачиваемости позволяют обеспечить процесс доставки тампонажного облегченного серосодержащего раствора на значительную глубину.
Применение предлагаемого тампонажного облегченного серосодержащего раствора позволит:
- расширить область применения и повысить надежность изоляции поглощающих пластов в условиях АНПД на истощенных месторождениях;
- повысить прочность адгезионного сцепления камня с горной породой и обсадной колонной;
- сократить затраты времени и расход материалов при ликвидациях поглощений бурового раствора и технологических жидкостей.
Использование заявляемого тампонажного раствора позволит сократить затраты времени и расход материалов на работы по креплению обсадных колонн, а также с работами связанными с разобщением водоносных и нефтеносных пластов и ликвидациях поглощений бурового раствора.
Figure 00000001

Claims (1)

  1. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор, включающий вяжущее, дисперсную серу фракцией до 20 мк, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит реологические добавки: суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ, а в качестве вяжущего содержит смесь портландцемента и высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур» при следующих соотношениях компонентов, мас.%:
    Портландцемент 9,60-36,30 Высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур» 12,09-28,88 Дисперсная сера фракцией до 20 мк 9,60-12,09 Вода 39,40-51,80 Реологические добавки: Нитрилотриметиленфосфоновая Кислота - НТФ 0,01-0,05 Суперпластификатор С-3 0,07-0,11
RU2013101186/03A 2013-01-10 2013-01-10 Тампонажный облегченный серосодержащий раствор RU2524771C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013101186/03A RU2524771C1 (ru) 2013-01-10 2013-01-10 Тампонажный облегченный серосодержащий раствор

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013101186/03A RU2524771C1 (ru) 2013-01-10 2013-01-10 Тампонажный облегченный серосодержащий раствор

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013101186A RU2013101186A (ru) 2014-07-20
RU2524771C1 true RU2524771C1 (ru) 2014-08-10

Family

ID=51215177

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013101186/03A RU2524771C1 (ru) 2013-01-10 2013-01-10 Тампонажный облегченный серосодержащий раствор

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2524771C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2588078C1 (ru) * 2015-02-24 2016-06-27 Закрытое акционерное общество "Октопус" Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор
RU2652040C1 (ru) * 2017-02-13 2018-04-24 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" Тампонажный раствор низкой плотности

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1125360A1 (ru) * 1983-04-06 1984-11-23 Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов Тампонажный раствор
RU2198999C2 (ru) * 2000-08-04 2003-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" Тампонажный материал для высокотемпературных скважин
RU2202033C2 (ru) * 2001-06-15 2003-04-10 Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества АНК "Башнефть" Тампонажный состав
RU2463436C1 (ru) * 2011-03-21 2012-10-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1125360A1 (ru) * 1983-04-06 1984-11-23 Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов Тампонажный раствор
RU2198999C2 (ru) * 2000-08-04 2003-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" Тампонажный материал для высокотемпературных скважин
RU2202033C2 (ru) * 2001-06-15 2003-04-10 Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества АНК "Башнефть" Тампонажный состав
RU2463436C1 (ru) * 2011-03-21 2012-10-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
КОРНЕЕВ В.И. Сухие строительные смеси. -М.: РИФ"СТРОЙМАТЕРИАЛЫ", 2010, с.320 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2588078C1 (ru) * 2015-02-24 2016-06-27 Закрытое акционерное общество "Октопус" Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор
RU2652040C1 (ru) * 2017-02-13 2018-04-24 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" Тампонажный раствор низкой плотности

Also Published As

Publication number Publication date
RU2013101186A (ru) 2014-07-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102516964B (zh) 低密高强水泥浆
RU2586517C2 (ru) Медленно застывающие цементные композиции, содержащие пемзу, и связанные с ними способы
RU2442878C2 (ru) Цементы для использования внутри формаций, содержащих гидраты газов
CA2835556C (en) Settable compositions containing metakaolin having reduced portland cement content
RU2656266C2 (ru) Способ обработки подземного пласта суспензией цементного раствора с возможностью образования проницаемого отвердевшего цементного раствора
US20180282216A1 (en) Dispersant in cement formulations for oil and gas wells
RU2597906C1 (ru) Отверждаемые композиции, содержащие волластонит и пемзу, и способы применения
RU2434923C1 (ru) Тампонажный состав для установки зарезных опорных мостов
EP1213270A1 (en) Well cement fluid loss control additive
CA2851539A1 (en) Slag compositions comprising latex and methods of use
US20060283357A1 (en) Gas-generating additives having improved shelf lives for use in cement compositions
EP2593635A2 (en) Low density cementitious compositions using limestone
RU2468187C1 (ru) Основа отверждаемого тампонажного раствора
RU2359988C1 (ru) Тампонажный состав для паронагнетательных скважин
CN107540260B (zh) 一种固井用低温水泥早强剂及包含它的水泥
RU2524771C1 (ru) Тампонажный облегченный серосодержащий раствор
RU2471843C1 (ru) Сероводородостойкий тампонажный раствор
RU2508307C2 (ru) Тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин
RU2601878C1 (ru) Тампонажный раствор
RU2474603C2 (ru) Высокоструктурированная тампонажная смесь
RU2507380C1 (ru) Тампонажный раствор низкой плотности
RU2537679C2 (ru) Тампонажный раствор
US7998269B2 (en) Cement blend
RU2524774C1 (ru) Гипсомагнезиальный тампонажный раствор
RU2504568C1 (ru) Расширяющийся тампонажный состав

Legal Events

Date Code Title Description
HZ9A Changing address for correspondence with an applicant
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190111