RU2741890C2 - Light-weight grouting composition for well cementing in high-permeability rocks under conditions of hydrogen sulphide aggression - Google Patents
Light-weight grouting composition for well cementing in high-permeability rocks under conditions of hydrogen sulphide aggression Download PDFInfo
- Publication number
- RU2741890C2 RU2741890C2 RU2016117871A RU2016117871A RU2741890C2 RU 2741890 C2 RU2741890 C2 RU 2741890C2 RU 2016117871 A RU2016117871 A RU 2016117871A RU 2016117871 A RU2016117871 A RU 2016117871A RU 2741890 C2 RU2741890 C2 RU 2741890C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- aggression
- water
- gas
- hydrogen sulphide
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 20
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 title abstract 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 18
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000011494 foam glass Substances 0.000 claims description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 abstract description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 4
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 abstract 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 13
- NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N manganese dioxide Chemical compound O=[Mn]=O NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K calcium;sodium;phosphate Chemical compound [Na+].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910021563 chromium fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- FTBATIJJKIIOTP-UHFFFAOYSA-K trifluorochromium Chemical compound F[Cr](F)F FTBATIJJKIIOTP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/473—Density reducing additives, e.g. for obtaining foamed cement compositions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для цементирования скважин в условиях интенсивных (полных) поглощений и сероводородной агрессии.The invention relates to the drilling of oil and gas wells, in particular to grouting solutions intended for cementing wells in conditions of intense (complete) losses and hydrogen sulfide aggression.
Известен тампонажный состав для изоляции зон поглощения (патент РФ №2161240, Е21В 33/138, 06.05.1998), включающий, мас. %: цемент (100), хлористый кальций (2-2,5), кальцинированную соду (1,5-2), двуокись марганца (0,4-1) и воду (45-50). Дополнительно авторы указывают на способность указанного цементного раствора противодействовать сероводородной агрессии, благодаря нейтрализующему действию двуокиси марганца. Недостатком данного тампонажного состава является то, что, во-первых, раствор относится к быстросхватывающим смесям за счет использования хлористого кальция, который снижает прочность цементного камня, особенно в условиях сероводородной агрессии. Во-вторых, двуокись марганца по нейтрализующей способности сероводорода наиболее эффективна при пониженных значениях показателя рН, а тампонажный раствор имеет показатель рН, равный 12-13. По данным Я.А. Рязанова (Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005. - 664 с.) при увеличении рН с 4 до 9 поглотительная способность двуокиси марганца уменьшается в 1,5 раза. Кроме этого, после затвердевания цементного камня двуокись марганца вообще не будет вступать в реакцию с сероводородом.Known grouting composition for isolating absorption zones (RF patent No. 2161240, E21B 33/138, 05/06/1998), including, by weight. %: cement (100), calcium chloride (2-2.5), soda ash (1.5-2), manganese dioxide (0.4-1) and water (45-50). Additionally, the authors point to the ability of the specified cement slurry to resist hydrogen sulfide aggression, due to the neutralizing effect of manganese dioxide. The disadvantage of this grouting composition is that, firstly, the solution belongs to fast-setting mixtures due to the use of calcium chloride, which reduces the strength of the cement stone, especially in conditions of hydrogen sulfide aggression. Secondly, according to the neutralizing ability of hydrogen sulfide, manganese dioxide is most effective at low pH values, and the grouting slurry has a pH of 12-13. According to Ya.A. Ryazanov (Encyclopedia of Drilling Fluids. - Orenburg: Letopis, 2005. - 664 p.) With an increase in pH from 4 to 9, the absorption capacity of manganese dioxide decreases 1.5 times. In addition, after the cement stone hardens, manganese dioxide will not react with hydrogen sulfide at all.
Известен расширяющийся тампонажный цемент (патент РФ №2013523, Е21В 33/138, 18.03.1991) для цементирования скважин, располагающихся в пластах с флюидами, содержащими сероводород. Тампонажный цемент содержит, мас. %: портландцемент (7-14), сульфатосодержащий компонент (6-13) и сульфоалюминатное гидравлическое вяжущее (73-87). Основным недостатком указанного тампонажного цемента является необходимость его изготовления по специальной технологии на цементном заводе, что значительно затрудняет его оперативное применение, особенно при цементировании поисковых и разведочных скважин.Known expanding oil well cement (RF patent No. 2013523, E21B 33/138, 03/18/1991) for cementing wells located in formations with fluids containing hydrogen sulfide. Oil well cement contains, wt. %: Portland cement (7-14), sulfate-containing component (6-13) and sulfoaluminate hydraulic binder (73-87). The main disadvantage of the specified oil well cement is the need to manufacture it using a special technology at a cement plant, which significantly complicates its operational use, especially when cementing prospecting and exploration wells.
Известна тампонажная смесь, предназначенная для изоляции зон интенсивного (полного) поглощения (патент РФ №2474603, С09К 8/467, 11.05.2011). Тампонажная смесь содержит, вес.%: тампонажный портландцемент (100), глинопорошок - бентонит (25-50), сернокислый глинозем (0,5-0,6), полые стеклянные сферы (5-10), высоководопотребное тонкомолотое вяжущее - «Микродур» или «ИНТРАЦЕМ» (5-10) и воду (195-346). Недостатком указанной тампонажной смеси является использование бентонита, способствующего кратному снижению прочности цементного камня, особенно в условиях сероводородной агрессии.Known grouting mixture designed to isolate zones of intense (complete) absorption (RF patent No. 2474603, S09K 8/467, 05/11/2011). The grouting mixture contains, wt%: grouting Portland cement (100), clay powder - bentonite (25-50), sulphate alumina (0.5-0.6), hollow glass spheres (5-10), high-water demand fine-ground binder - "Microdur "Or" INTRACEM "(5-10) and water (195-346). The disadvantage of this grouting mixture is the use of bentonite, which contributes to a multiple decrease in the strength of the cement stone, especially in conditions of hydrogen sulfide aggression.
Известен тампонажный раствор, предназначенный для крепления скважин, в разрезе которых встречаются пласты с аномально низкими пластовыми давлениями в условиях сероводородной агрессии (а.с. №1682531 A1, Е21В 33/138, 19.07.1989, прототип). Тампонажный раствор содержит, мас. %: тампонажный цемент (52,6-62,5), хромфтористые отходы производства полупроводников (ХФО) (2,9-6,6) и воду (остальное). Данный тампонажный раствор имеет суффозную и седиментационную устойчивость при высоком водоцементном отношении и низкой плотности, высокую скорость твердения и термостойкость. Недостатком указанного тампонажного раствора является сложность его приготовления (устанавливают приблизительно количество ХФО, определяют влажность ХФО путем высушивания, рассчитывают требуемое количество пасты, помещают в воду затворения и тщательно перемешивают и т.п.).Known grouting solution intended for casing wells, in the section of which there are layers with abnormally low reservoir pressures under conditions of hydrogen sulfide aggression (and.with. No. 1682531 A1, E21B 33/138, 07.19.1989, prototype). The grouting solution contains, by weight. %: oil well cement (52.6-62.5), chromium fluoride waste from semiconductor production (CFC) (2.9-6.6) and water (the rest). This grouting slurry has suffose and sedimentation stability at a high water-cement ratio and low density, a high speed of hardening and heat resistance. The disadvantage of this grouting solution is the complexity of its preparation (the amount of CFO is set approximately, the humidity of the CFO is determined by drying, the required amount of paste is calculated, placed in the mixing water and thoroughly mixed, etc.).
Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является получение облегченного тампонажного раствора, обладающего кольматирующей способностью, и, цементный камень которого способен расширяться при твердении и противостоять сероводородной агрессии.The problem solved by the present invention is to obtain a lightweight cement slurry, which has a bridging ability, and the cement stone of which is able to expand during hardening and resist hydrogen sulfide aggression.
Технический результат изобретения заключается в качественном цементировании скважин в условиях полных поглощений и сероводородной агрессии.The technical result of the invention consists in high-quality well cementing in conditions of complete losses and hydrogen sulfide aggression.
Решение поставленной задачи достигается тем, что к известному тампонажному сульфатостойкому цементу ПЦТ I-G СС-1 добавляется расширяющая добавка (ДР), микрокалиброванное гранулированное пеностекло (МКГПС), газоблокатор для снижения фильтрации, водо- и газопроницаемости (Газблок) и вода, при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:The solution to this problem is achieved by adding an expanding additive (DR), micro-calibrated granular foam glass (MCGPS), a gas blocker to reduce filtration, water and gas permeability (Gazblok) and water, with the following ratio of ingredients, to the well-known grouting sulfate-resistant cement PCT IG CC-1 , wt. %:
Доровских И.В. (Обоснование и получение коррозионно-стойких тампонажных материалов со смешанной конденсированной фазой для строительства скважин: автореферат дис. … канд. техн. наук: Специальность 25.00.15 «Бурение и освоение скважин». - Санкт-Петербург: СПГГУ, 2011. - 20 с.) предлагает использовать сульфатостойкий портландцемент марки ПЦТ И-СС-100 с добавками к жидкости затворения (воде) 0,5% КМЦ и 5% РДН-У (реагент для добычи нефти универсальный). Согласно промысловым данным ООО «Лукойл-Коми» на площадях и месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции применяет сульфатостойкие цементы марки ПЦТ I-G СС-1 для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии (содержание сероводорода до 15% об.). Сульфатостойкий портландцемент конечно не обладает коррозионной стойкостью к сероводороду с содержанием более 6%. Однако процессы коррозии в цементном камне можно замедлить использованием газоблокаторов, которые снижают не только водо-, но и газопроницаемость. В качестве газоблокатора используется реагент «Газблок».Dorovskikh I.V. (Substantiation and obtaining of corrosion-resistant grouting materials with a mixed condensed phase for the construction of wells: abstract of thesis ... Candidate of Engineering Sciences: Specialty 25.00.15 "Drilling and well development". - St. Petersburg: SPGGU, 2011. - 20 p. .) proposes to use sulfate-resistant Portland cement grade PCT I-SS-100 with additives to the mixing liquid (water) 0.5% CMC and 5% RDN-U (universal reagent for oil production). According to the field data, LLC Lukoil-Komi uses sulfate-resistant cements PCT I-G SS-1 in the areas and fields of the Timan-Pechora oil and gas province for casing wells in conditions of hydrogen sulfide aggression (hydrogen sulfide content up to 15% vol.). Sulfate-resistant Portland cement is of course not corrosion-resistant to hydrogen sulfide with a content of more than 6%. However, the corrosion processes in cement stone can be slowed down by using gas blockers, which reduce not only water permeability, but also gas permeability. Reagent "Gazblok" is used as a gas blocker.
Газблок представляет собой реагент на основе синтетических сульфированных полимеров и предназначен для снижения фильтрации тампонажных растворов, предотвращения заколонной миграции пластовых флюидов и снижения водо- и газопроницаемости. Изготавливается по ТУ 2458-065-97457491-2012 ЗАО «НПО «ПОЛИЦЕЛЛ». Газблок вызывает замедление нарастания предельного статического напряжения сдвига тампонажных растворов, способствуя тем самым передаче гидростатического давления на забой скважины. В конце периода замедленного нарастания предельного статического напряжения сдвига вызывает быстрое схватывание цементного раствора, препятствуя проникновению газа в заколонное пространство. Реагент не обладает эффектом замедления сроков схватываня цементного раствора, сохраняет работоспособность при температуре 210°С и не загущает раствор. Ориентировочные добавки в пределах 0,3-0,5% к массе сухого цемента для эффективного снижения показателя фильтрации и 0,6-0,8% к массе сухого цемента для предотвращения заколонных перетоков флюидов.The gas block is a reagent based on synthetic sulfonated polymers and is designed to reduce the filtration of grouting slurries, prevent annular migration of formation fluids and reduce water and gas permeability. Manufactured according to TU 2458-065-97457491-2012 NPO POLYCELL CJSC. The gas block slows down the increase in the limiting static shear stress of cement slurries, thereby facilitating the transfer of hydrostatic pressure to the bottom of the well. At the end of the delayed build-up period, the ultimate static shear stress causes the cement slurry to set quickly, preventing gas from entering the annulus. The reagent does not have the effect of slowing down the setting time of the cement slurry, remains operational at a temperature of 210 ° C and does not thicken the mortar. Approximate additives in the range of 0.3-0.5% to the mass of dry cement to effectively reduce the filtration rate and 0.6-0.8% to the mass of dry cement to prevent behind-the-casing fluid flows.
Для решения поставленных задач исходный состав тампонажной жидкости должен включать кроме вяжущего материала кольматирующую и расширяющую добавку. В качестве кольматирующей добавки используется микрокалиброванное гранулированное пеностекло (МКГПС), расширяющей добавки - ДР-100.To solve the set tasks, the initial composition of the plugging fluid must include, in addition to the binder, a plugging and expanding additive. Micro-calibrated granular foam glass (MCGPS) is used as a clogging additive, and DR-100 is used as an expanding additive.
Микрокалиброванное гранулированное пеностекло (производство компании «СТЭС-ВЛАДИМИР, КГПС «НЕОПОРМ») характеризуется не только низкой плотностью, но и высокой удельной прочностью на объемное сжатие. МКГПС обладает большой удельной поверхностью, поэтому оно более активно адсорбируют жидкость затворения на начальном этапе гидратации, равномерно распределяясь в объеме раствора (камня), образуя композитный материал. В предлагаемом тампонажном растворе МКГПС используется в качестве облегчающей добавки. Кроме снижения плотности и повышения закупоривающих свойств тампонажного раствора добавка МКГПС обеспечивает высокое качество изоляции поглощений за счет увеличения адгезионного сцепления камня со стенками поглощающих каналов, которое возникает у предварительно напряженного камня при изменении давления в процессе проведения цементирования.Microcalibrated granular foam glass (manufactured by STES-VLADIMIR, KGPS NEOPORM) is characterized not only by low density, but also by high specific strength for volumetric compression. MCGPS has a large specific surface, therefore, it more actively adsorbs the mixing liquid at the initial stage of hydration, being evenly distributed in the volume of the solution (stone), forming a composite material. In the proposed cement slurry, MCGPS is used as a lightening additive. In addition to reducing the density and increasing the plugging properties of the grouting slurry, the MKGPS additive provides a high quality of absorption isolation by increasing the adhesive adhesion of the stone to the walls of the absorption channels, which occurs in a prestressed stone when the pressure changes during the cementing process.
Расширяющая добавка ДР-100 представляет собой тонкоизмельченную смесь, состоящую из смеси минеральных окислов Са и Mg (патент РФ №2319722, С09К 8/467, 22.06.2006) (https://www.mramor-m.ru/dobavka-tamponazhnaya-rasshiryatushhaya-dtr/), которые контролируют усадку тампонажного раствора при твердении, обеспечивая расширение в пластичном и затвердевшем состоянии. Изготавливается по ТУ 2458-077-97457491-2012 ЗАО «НПО «ПОЛИЦЕЛЛ». Добавка обеспечивает объемное расширение цементного камня тампонажных растворов при цементировании нефтяных и газовых скважин с температурой до 100°С. Ориентировочная дозировка до 20% от массы сухого цемента для марки «Полицем ДР-100». При этом линейное расширение цементного камня составляет 1-5%.Expanding additive DR-100 is a finely ground mixture consisting of a mixture of mineral oxides Ca and Mg (RF patent No. 2319722, S09K 8/467, 22.06.2006) (https://www.mramor-m.ru/dobavka-tamponazhnaya- rasshiryatushhaya-dtr /), which control the shrinkage of the cement slurry during hardening, ensuring expansion in a plastic and hardened state. Manufactured according to TU 2458-077-97457491-2012 NPO POLYCELL CJSC. The additive provides a volumetric expansion of the cement stone of grouting slurries when cementing oil and gas wells with temperatures up to 100 ° C. Approximate dosage up to 20% by weight of dry cement for the "Policem DR-100" brand. In this case, the linear expansion of the cement stone is 1-5%.
Для проверки эффективности действия предлагаемого тампонажного раствора проведены лабораторные исследования. Замеры технологических параметров тампонажного раствора проводились с использованием стандартных приборов. Результаты технологических свойств и параметров предлагаемого тампонажного раствора представлены в таблице 1.To test the effectiveness of the proposed cement slurry, laboratory tests were carried out. Measurements of the technological parameters of the cement slurry were carried out using standard instruments. The results of the technological properties and parameters of the proposed cement slurry are presented in Table 1.
Результаты проведенных исследований (таблица 1) показывают, что тампонажный раствор обладает достаточной подвижностью (растекаемость - 23,5 см) и прочностью цементного камня (6,617 МПа - на изгиб; 11,535 МПа - на сжатие) при пониженной плотности (1540 кг/м3), что обеспечивается обработкой раствора МКГПС, обеспечивающего также кольматацию поглощающего пласта. Отличительной особенностью тампонажного раствора является очень низкая фильтрация (9 см3 /30 мин.) за счет обработки раствора Газблоком, который обеспечивает коррозионную стойкость цементного камня в условиях сероводородной агрессии за счет снижения водоотдачи и проницемости. Сроки схватывания (начало - 9 ч., конец - 10 ч. 45 мин.) достаточны для прокачивания цементного раствора на большие глубины.The results of the studies (Table 1) show that the grouting slurry has sufficient mobility (spreadability - 23.5 cm) and the strength of the cement stone (6.617 MPa - for bending; 11.535 MPa - for compression) at a reduced density (1540 kg / m 3 ) , which is ensured by the treatment of the MCGPS solution, which also provides clogging of the absorbing formation. A distinctive feature of the plugging solution is very low filtration (9 cm 3/30 min.) By treatment Gazbloki solution which provides the corrosion resistance of cement matrix in a hydrogen sulfide aggression due to fluid loss and pronitsemosti. The setting time (beginning - 9 hours, end - 10 hours 45 minutes) are sufficient for pumping the cement mortar to great depths.
Для проведения исследований по оценке сероводородной стойкости цементного камня использовался коэффициент коррозионной стойкости (ККС), предложенный В.С. Данюшевским, который определялся как отношение предела прочности при сжатии и на изгиб для материала образцов, испытанных в агрессивной среде, к аналогичному показателю для контрольных образцов. ККС является критерием сравнительной стойкости цементов. Цемент признается стойким к агрессии и долговечным при величине ККС, равной или более 0,85, менее 0,85 считается нестойким в данной среде. Исследования в агрессивной среде проводились в течение 3 месяцев в пластовой воде, содержащей сероводород в количестве 1% об. Результаты исследований представлены в таблице 2, из которых видно, что разработанный цементный камень является коррозионностойким.To conduct studies to assess the hydrogen sulfide resistance of cement stone, the corrosion resistance coefficient (CCR) proposed by V.S. Danyushevsky, which was defined as the ratio of the ultimate strength in compression and bending for the material of the samples tested in an aggressive environment to the same indicator for the control samples. KKS is a criterion for the comparative durability of cements. Cement is recognized as resistant to aggression and durable when the CKC is equal to or more than 0.85, less than 0.85 is considered unstable in this environment. Research in an aggressive environment was carried out for 3 months in formation water containing hydrogen sulfide in an amount of 1% vol. The research results are presented in Table 2, from which it can be seen that the developed cement stone is corrosion-resistant.
Вышеперечисленные признаки позволяют считать заявляемый состав тампонажного раствора новым, не описанным в научно-технической и патентной литературе.The above features make it possible to consider the claimed composition of the cement slurry as new, not described in the scientific, technical and patent literature.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117871A RU2741890C2 (en) | 2016-05-05 | 2016-05-05 | Light-weight grouting composition for well cementing in high-permeability rocks under conditions of hydrogen sulphide aggression |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117871A RU2741890C2 (en) | 2016-05-05 | 2016-05-05 | Light-weight grouting composition for well cementing in high-permeability rocks under conditions of hydrogen sulphide aggression |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016117871A RU2016117871A (en) | 2017-11-14 |
| RU2016117871A3 RU2016117871A3 (en) | 2020-06-09 |
| RU2741890C2 true RU2741890C2 (en) | 2021-01-29 |
Family
ID=60328380
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016117871A RU2741890C2 (en) | 2016-05-05 | 2016-05-05 | Light-weight grouting composition for well cementing in high-permeability rocks under conditions of hydrogen sulphide aggression |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2741890C2 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112832714B (en) * | 2021-03-01 | 2023-03-17 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | Method for preventing secondary damage of oil-gas well casing |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2800963A (en) * | 1953-12-10 | 1957-07-30 | Halliburton Oil Well Cementing | Method and composition for sealing earth formation |
| US3532168A (en) * | 1969-01-10 | 1970-10-06 | Marathon Oil Co | Cementing process using micellar solutions as well pipe and formation face cleansers |
| SU1682531A1 (en) * | 1989-07-19 | 1991-10-07 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Grouting mortar |
| RU2013523C1 (en) * | 1991-03-18 | 1994-05-30 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Expanding oil-well cement |
| RU2161240C2 (en) * | 1998-05-06 | 2000-12-27 | ОАО Научно-производственное объединение "Буровая техника" | Grouting mortar for insulating absorption zones |
| RU2398955C1 (en) * | 2009-05-27 | 2010-09-10 | Ирек Сулейманович Катеев | Procedure for fixing well with cement grout |
| RU2474603C2 (en) * | 2011-05-11 | 2013-02-10 | Лонест Холдинг Корп. | High-structure grouting mixture |
-
2016
- 2016-05-05 RU RU2016117871A patent/RU2741890C2/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2800963A (en) * | 1953-12-10 | 1957-07-30 | Halliburton Oil Well Cementing | Method and composition for sealing earth formation |
| US3532168A (en) * | 1969-01-10 | 1970-10-06 | Marathon Oil Co | Cementing process using micellar solutions as well pipe and formation face cleansers |
| SU1682531A1 (en) * | 1989-07-19 | 1991-10-07 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Grouting mortar |
| RU2013523C1 (en) * | 1991-03-18 | 1994-05-30 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Expanding oil-well cement |
| RU2161240C2 (en) * | 1998-05-06 | 2000-12-27 | ОАО Научно-производственное объединение "Буровая техника" | Grouting mortar for insulating absorption zones |
| RU2398955C1 (en) * | 2009-05-27 | 2010-09-10 | Ирек Сулейманович Катеев | Procedure for fixing well with cement grout |
| RU2474603C2 (en) * | 2011-05-11 | 2013-02-10 | Лонест Холдинг Корп. | High-structure grouting mixture |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016117871A (en) | 2017-11-14 |
| RU2016117871A3 (en) | 2020-06-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5378588B2 (en) | Wellbore maintenance composition containing coagulation retarder, method for producing the same and method for using the same | |
| CA1099503A (en) | Well cementing in permafrost | |
| CA2880480A1 (en) | Geopolymer cement compositions and methods of use | |
| RU2718040C2 (en) | Compositions and methods of well completion | |
| RU2597906C1 (en) | Curable compositions containing wollastonite and pumice and methods for use thereof | |
| RU2304606C1 (en) | Grouting mix | |
| CA2917286C (en) | Methods of cementing and spent cracking catalyst-containing cement compositions | |
| Reddy et al. | Cement strength retrogression issues in offshore deep water applications-do we know enough for safe cementing? | |
| Namkon et al. | Experimental design of a well cement slurry for rapid gel strength development | |
| RU2553807C1 (en) | Gas-blocking plugging material for cementing horizontal wells with small annular gaps | |
| CA1224331A (en) | Process for utilizing a silicate/silica cement in oil field applications | |
| RU2741890C2 (en) | Light-weight grouting composition for well cementing in high-permeability rocks under conditions of hydrogen sulphide aggression | |
| BR102012020461A2 (en) | catalyst composition for pozzolan compositions, use of a composition, method for obtaining a cement reinforcing composition, binder composition, and construction composition | |
| AU2014311805B2 (en) | Methods of cementing and Lassenite-containing cement compositions | |
| CN108238765A (en) | A kind of anti-corrosion saline-alkali tolerant concrete and preparation method thereof | |
| Woodland et al. | Evaluation of the Effect of Water Hyacinth Ash (WHA) as an Additive on Local Portland Cement for Oil Well Cementing | |
| RU2563466C2 (en) | Repair-insulating packing compound based on quick-stone magnesite cements | |
| US3375873A (en) | Cement composition for high temperature wells | |
| US11492536B2 (en) | Cement slurries and methods for cementing a casing in a wellbore | |
| RU2374293C1 (en) | Magnesia plugging material | |
| WO2021247054A1 (en) | A fly ash-cement for oil and gas cementing applications | |
| Kanesan et al. | A study on the thickening time of class F fly ash geopolymer cement for oil well cementing | |
| RU2630824C1 (en) | Repair-insulating grouting composition | |
| Nelson et al. | 7 Special Cement Systems | |
| JP3312780B2 (en) | Cement mud |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA93 | Acknowledgement of application withdrawn (no request for examination) |
Effective date: 20190506 |
|
| FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20200602 |