RU2743555C1 - Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта) - Google Patents
Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2743555C1 RU2743555C1 RU2020124469A RU2020124469A RU2743555C1 RU 2743555 C1 RU2743555 C1 RU 2743555C1 RU 2020124469 A RU2020124469 A RU 2020124469A RU 2020124469 A RU2020124469 A RU 2020124469A RU 2743555 C1 RU2743555 C1 RU 2743555C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- fluid
- cement stone
- latex
- accelerator
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 119
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 62
- 239000004575 stone Substances 0.000 title claims abstract description 58
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 43
- 239000003607 modifier Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 title abstract 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000049 pigment Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000013538 functional additive Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims abstract description 8
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229920001909 styrene-acrylic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims description 8
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 6
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 12
- 238000009826 distribution Methods 0.000 abstract description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005336 cracking Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011440 grout Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005496 tempering Methods 0.000 abstract 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 17
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 8
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 7
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 7
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 6
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- -1 dioxane alcohols Chemical class 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 3
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 3
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 2
- 229920000247 superabsorbent polymer Polymers 0.000 description 2
- HLBZWYXLQJQBKU-UHFFFAOYSA-N 4-(morpholin-4-yldisulfanyl)morpholine Chemical compound C1COCCN1SSN1CCOCC1 HLBZWYXLQJQBKU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000004898 kneading Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- JGZZEAPGGFAOAY-UHFFFAOYSA-N o-ethyl ethylsulfanylmethanethioate Chemical compound CCOC(=S)SCC JGZZEAPGGFAOAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 239000004583 superabsorbent polymers (SAPs) Substances 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 1
- 229920006027 ternary co-polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 1
- KUAZQDVKQLNFPE-UHFFFAOYSA-N thiram Chemical compound CN(C)C(=S)SSC(=S)N(C)C KUAZQDVKQLNFPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Images
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
- 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
- C04B28/02—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 containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- 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
-
- 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
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к созданию тампонажного раствора для цементного камня, блокирующего флюиды (самовосстанавливающегося цементного камня), и полимерного модификатора для жидкости затворения тампонажного раствора. Технический результат заключается в улучшении распределения компонентов в объеме цементного раствора и придании пластичности цементному камню за счет снижения возможности трещинообразования в теле цементного камня, устранения проницаемости и ликвидации движения жидкости (флюида) в трещинах тела цементного камня путем изменения реологических свойств фильтрующегося пластового флюида, увеличения вязкости и придания флюиду свойств вязкоупругой жидкости. Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня содержит цемент и жидкость затворения с функциональными добавками, дополнительно содержит полимерный модификатор в количестве 5-10 мас.% от количества жидкости затворения, предварительно приготовленный на основе водной полимерной дисперсии, содержащей глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров. Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора включает растворенные в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас.%: латекс 45-55, эмульгатор 0,5-1,0, пигмент 1,0-2,0, пеногаситель 1,0-2,0, вода - остальное. Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора включает растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук при следующем соотношении компонентов в мас.%: синтетический каучук 10-16, сшивающий агент 0,2-0,5, ускоритель 0,2-0,5, органический растворитель - остальное. Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора включает растворенный в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас.%: латекс 45-55, эмульгатор 0,5-1,0, пигмент 1,0-2,0, пеногаситель 1,0-2,0, вода - остальное, и растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук при следующем соотношении компонентов в мас.%: синтетический каучук 10-16, сшивающий агент 0,2-0,5, ускоритель 0,2-0,5, органический растворитель - остальное, взятые в соотношении 1:1. 5 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Description
Предлагаемая группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и используется для создания тампонажных растворов для цементировании обсадных колон скважин в сложных горно-геологических условиях, а именно, тампонажного раствора для цементного камня, блокирующего флюиды (самовосстанавливающегося цементного камня) и полимерного модификатора для жидкости затворения тампонажного раствора для того, чтобы компенсировать изменения или дефекты в физической структуре цементного камня после фазы его затвердевания при цементировании нефтяных, газовых, водяных или геотермальных скважин или им подобных.
При строительстве нефтяных и газовых скважин обсадную трубу крепят цементным раствором, закачиваемым в кольцевое пространство вокруг внешней стороны обсадной трубы с образованием цементного камня. Цементный камень служит для крепления обсадной трубы и обеспечения изоляции пластов, содержащих различные жидкости, через которые проходит скважина, например, препятствует проникновению пластовых флюидов на уровень грунтовых вод, или загрязнению питьевой воды, или препятствует попаданию воды в скважину вместо нефти или газа. Чтобы выполнить эту функцию необходимо, чтобы цементный камень присутствовал как непроницаемая непрерывная оболочка. Однако со временем, по разным причинам, цементный камень может стать проницаемым из-за образования системы трещин. Образование трещин может быть связано с физическими напряжениями, вызванными тектоническими движениями пород, температурными эффектами, химической деградацией цементного камня или другими причинами.
В процессе строительства скважин тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (самовосстанавливающийся цементный камень) используют в качестве крепления обсадной трубы внутри скважины, а также для предотвращения движения (перетоков) флюидов между различными пластами, содержащими флюиды, или попадания в скважину нежелательных флюидов.
Цементный камень в процессе эксплуатации скважины потенциально подвержен воздействию нескольких типов флюидов, включая жидкие и газообразные углеводороды, воду, соляные растворы и/или углекислый газ. Поэтому в зависимости от предполагаемой окружающей скважину среды используют добавки (присадки), которые способны реагировать на воздействие одного или большего числа типов пластовых флюидов с целью сохранения свойств цементного камня.
Известен цементный раствор для самовосстанавливающегося цементного камня, включающий цемент и жидкость затворения (воду с присадкой) (см. описания к заявкам №WO 2004/101951, «Само адаптивная цементная система», МПК С04В 28/02, С04В 40/06, С09К 8/467, опубл. 25.11.2004).
В качестве присадок в указанном цементном растворе используют несколько водопоглощающих полимеров, таких как полиакриламид, модифицированный сшитый поли (мет) акрилат и нерастворимые акриловые полимеры. Поглощающий полимер добавляют к суспензии, сухой смеси с цементом, при этом цементная система дополнительно содержит соль (хлорид натрия или хлорид кальция). Материал заключен в капсуле, которая высвобождает материал в ответ на воздействие цемента, по меньшей мере, под влиянием одного скважинного параметра, когда цементный камень подвергается трещинообразованию (разрушается). Присадка реагирует и/или набухает при контакте с флюидами в затрубном. пространстве скважины, когда происходит повреждение кольца цементного камня.
Недостатком известного цементного раствора является использование присадки, являющейся предварительно сшитым полимером (модифицированным сшитым поли (мет) акрилатом - в виде крупнодисперсной полимерной крошки). Применение полимера в виде крупнодисперсной крошки не позволяет обеспечить равномерное распределение частиц модификатора в цементе. В результате равномерное распределение частиц сшитого полимерного модификатора в массе цементного раствора при его приготовлении и соответственно в цементном камне невозможно. Одновременно происходит локализация в верхней части цементного раствора частиц полимерной крошки за счет разницы плотностей цемента и сшитого полимерного модификатора. Это не обеспечивает равномерное распределение свойств по всему объему цементного камня и снижает эффективность самовосстановления.
Известен цементный раствор для получения самовосстанавливающегося цементного камня; включающий цемент и жидкость затворения (см. описания к заявкам №WO 2004/101952 А1 «Само адаптивная цементная система», МПК С04В 28/02, С04В 40/06, С09К 8/467, опубл. 25.11.2004).
Присадка включает частицы суперпоглощающего полимера, которые набухают при контакте с водой в случае структурного разрушения в цементном камне. Свойство самовосстановления создается путем контакта самой воды с полимером. Было идентифицировано несколько суперпоглощающих полимеров, таких как полиакриламид, модифицированный сшитый поли (мет) акрилат и нерастворимые акриловые полимеры. Поглощающий полимер добавляют в концентрации от 0,05 до мас. % цемента, при этом добавка дополнительно содержит соль (хлорид натрия или хлорид кальция). Модификатор заключен в капсуле, которая высвобождает материал в ответ на воздействие цемента, по меньшей мере, на один скважинный параметр, когда цементный камень разрушается.
Недостатком присадки является необходимость использования предварительно капсулированного полимера, так как известно, что капсулированные добавки неустойчивы к внешним механическим воздействиям и могут быть разрушены еще в процессе затворения и закачки цементного раствора.
Недостатком также является изменение реологических характеристик цементного раствора, например, вязкости в результате разрушения капсулированного полимера в процессе его закачки в скважину.
Кроме того недостатком использования присадки является необходимость предварительного специального производства капсул определенной механической прочности и с учетом условий применения (это очень дорого).
Известен цементный раствор для получения самовосстанавливающегося цементного камня, включающий цемент и жидкость затворения (см. описание изобретения патенту Российской Федерации №2539054 «Самовосстанавливающиеся цементы» №, МПК С09К 8/467, опубл. 10.01.2015).
Цемент включает в качестве присадки термопластичный блок- сополимер упорядоченной структуры, где блок-сополимер имеет структуру (А-В-А), в которой А представляет собой стеклообразный или полукристаллический блок, a B является эластомерным блоком для придания свойств самозалечивания в рецептуре цемента, который закачивается в затрубное пространство в скважине, пересекающей один или большее число пластов, содержащих углеводороды, где после затвердевания цемент образует цементное кольцо, в котором частицы набухают при, контакте с углеводородами из продуктивного пласта.
Недостатком известного цементного раствора является плохая термодинамическая совместимость блок - сополимера структуры (А-В-А) и тела цементного камня и, как следствие, при затворении цемента невозможно обеспечить равномерное распределение полимера. В результате в цементном растворе образуются зоны обогащенные полимером и зоны обедненные полимером. После затвердевания цемента, обогащенные блок- сополимером зоны являются концентраторами напряжений в массе цементного камня, что снижает прочность цементного камня. В случае возникновения трещин и диффузии по ней, блок-сополимер такой структуры способен набухать, что вызывает дополнительное расклинивание трещин и увеличение их проницаемости. Использование блок-сополимера не позволяет изменять физико-механические и реологические свойства фильтрующейся через трещину жидкости.
Необходимость предварительного равномерного распределения (диспергирования) частиц блок-сополимера в массе цемента добиться трудно, что является недостатком известного технического решения. Общим недостатком известных само адаптивных цементных систем является использование в цементном камне набухающих частиц. При набухании в образовавшейся трещине набухающие частицы ее расклинивают, при этом проницаемость не снижают, а увеличивают.,
Технической задачей и результатом предлагаемого изобретения является улучшение распределения компонентов в объеме цементного раствора и придание пластичности цементному камню, за счет снижения возможности трещинообразования в теле цементного камня, устранения проницаемости и ликвидации движения жидкости (флюида) в трещинах тела цементного камня путем изменения реологических свойств фильтрующегося пластового флюида, увеличения вязкости и придания» флюиду свойств вязкоупругой жидкости.
Технический результат достигается тем, что тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня содержит цемент и жидкость затворения с функциональными добавками, при этом он дополнительно содержит полимерный модификатор по п. 4 или п. 5 или п. 6 в количестве 5-10 мас. % от количества жидкости затворения, предварительно приготовленный на основе водной полимерной дисперсии, содержащей глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров.
Технический результат достигается тем, что тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня содержит цемент и жидкость затворения с функциональными добавками, при этом он дополнительно содержит полимерный модификатор по п. 4 или п. 5 или п. 6 в количестве 5-10 мас. % от количества жидкости затворения, предварительно приготовленный на основе водной полимерной дисперсии, содержащей глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров и твердую фазу в количестве не более 10% от количества цемента. В качестве твердой фазы используют неопретированные стеклянные микросферы и/или алюмосиликатные микросферы и/или зольные микросферы и/или кварцевый песок тонкого помола.
Технический результат достигается тем, что полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора включает растворенные в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас. %:
| латекс | 45-55 |
| эмульгатор | 0,5-1,0 |
| пигмент | 1,0-2,0 |
| пеногаситель | 1,0-2,0 |
вода остальное.
Технический результат, достигается тем, что полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора включает растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас. %:
| синтетический каучук | 10-16 |
| сшивающий агент | 0,2-0,5 |
| ускоритель | 0,2-0,5 |
органический растворитель остальное.
Технический результат достигается тем, что полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора включает растворенный в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас. %:
| латекс | 45-55 |
| эмульгатор | 0,5-1,0 |
| пигмент | 1,0-2,0 |
| пеногаситель | 1,0-2,0 |
вода остальное,
и растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас. %:
| синтетический каучук | 10-16 |
| сшивающий агент | 0,2-0,5 |
| ускоритель | 0,2-0,5 |
органический растворитель остальное, взятые в соотношении 1:1.
Технический результат достигается за счет использования в составе цементного раствора полимерного модификатора, включающего высокомолекулярное связующее, с функциональными присадками и соотношением этих присадок. Применение функциональных присадок позволяет регулировать (управлять) параметрами высокомолекулярного связующего с целью повышения эффективности затворения флюида в теле цементного камня. Применение в составе цементного камня полимерного модификатора, способного к ограниченному растворению в среде флюида, обеспечивает значительное повышение вязкости флюида, при этом обеспечивается диффузия полимерного модификатора во флюид и его распределение во флюиде.
Использование в составе цементного раствора полимерного модификатора, подверженного ограниченному растворению в среде флюида, обеспечивает значительное повышение вязкости статическое напряжение сдвига (СНС) флюида, а также позволяет повысить эффективность распределение присадок в цементном растворе и соответственно в теле цементного камня.
Выбор высокомолекулярного связующего связан со способностью последнего к аддитивному набуханию, как в водной, так и в нефтяной среде. При этом высокомолекулярное связующее должно обеспечивать эффект коалесценции в водной среде и, соответственно, послойного распределения в углеводородной среде. Обязательным условием является отсутствие диффузии или экстракции функциональных добавок в нефтяную среду из водной дисперсии. Степень набухания сухого остатка полимерного модификатора в нефтяной среде не должно превышать 10-45%. Степень набухания в водной среде после принудительной коалесценции модификатора должна быть не более 15-20%.
В случае контакта высокомолекулярного модификатора с водной средой происходит изменение объема глобулы полимера и, как следствие, повышение вязкости флюида, что приводит к уменьшению подвижности последнего и снижению проницаемости трещин в цементном камне. Присутствие нефтяной составляющей смещает равновесие при набухании полимера и позволяет дополнительно снижать скорость движения, флюида в дефекте цементного камня.
В предлагаемом тампонажном растворе в качестве функциональной присадки используют функциональные добавки и полимерный модификатор предварительно приготовленный на основе водной полимерной дисперсии (латекса), содержащей глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров.
В составе водной полимерной дисперсии (латекса) размеры глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров стабильны, и как следствие, это позволяет создавать оптимальную концентрацию полимерного материала в массиве цементного камня. При этом не происходит повышения вязкости цементного раствора при его затворении и закачке в скважину.
При формировании цементного камня происходит связывание воды как из состава жидкости затворения, так и из водной полимерной дисперсии (латекса), в результате чего водная полимерная дисперсия разрушается, а в массиве цементного камня равномерно распределяются частицы полимера.
В случае появления трещин и движения по ним пластового флюида, происходит обогащение последнего за счет взаимодействия частиц полимера с флюидом в зоне их контакта. В результате происходит изменение реологических свойств фильтрующегося флюида, повышается его вязкость, флюид приобретает свойства неньютоновской жидкости. Как следствие, проницаемость трещин резко снижается.
На практике, на буровой тампонажный цементный раствор готовят по общепринятой технологии из цемента и жидкости затворения с присадками. Вначале готовят жидкость затворения, в состав которой входит вода и присадки.
Предлагаемый тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (вариант 1) и предотвращения межпластовых перетоков, содержит предварительно приготовленный полимерный модификатор в количестве 5-10% от количества жидкости затворения с составом, предложенным в одном из трех вариантов состава полимерного модификатора для жидкости затворения.
Предлагаемый тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (вариант 2) и предотвращения межпластовых перетоков, содержит предварительно приготовленный полимерный модификатор в количестве 5-10% от количества жидкости затворения с составом, предложенным в одном из трех вариантов состава полимерного модификатора, и дополнительно твердую фазу для равномерного распределения компонентов присадки в массе цементного раствора.
В качестве твердой фазы используют микрочастицы с сильно развитой наружной поверхностью, например, неопретированные (необработанные) стеклянные микросферы или алюмосиликатные или зольные микросферы или кварцевый песок тонкого помола в количестве 5-15% от количества цемента. Размер микрочастиц не должен превышать 30-50 микрон, т.е. он должен быть близок к размеру частиц цемента. В этом случае прочностные характеристики цементного камня снижаются незначительно.
В качестве, присадки для жидкости, затворения в предлагаемом тампонажном растворе (вариант 1 и 2) для блокирующего флюиды цементного камня используют один из составов предварительно приготовленного полимерного модификатора по п. 4, п. 5 или п. 6 (вариант 1, 2 или 3 соответственно). -
Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (вариант 1), включает растворенные в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас. %:
| латекс | 45-55 |
| эмульгатор | 0,5-1,0 |
| пигмент | 1,0-2,0 |
| пеногаситель | 1,0-2,0 |
вода остальное.
Латекс используют с вязкостью 15-17Па⋅с при градиенте скорости сдвига 1,152 с-1.
Для обеспечения качества диспергирования в качестве эмульгатора используют соли карбоновых кислот, например, стеариновой кислоты. В качестве пигмента для визуального определения равномерности распределения присадок в смеси и в цементном растворе используют, например, оксиды металлов, например, оксид титана.
Для снижения образования пены и обеспечения гомогенизации при смешении (препятствует расслоению раствора) используют пеногаситель, например, сивушные масла, растительные масла, Т-66 (диоксановые спирты), раствор полиамида, кремний органика.
Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (вариант 2), включает растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас. %:
| синтетический каучук | 10-16 |
| сшивающий агент | 0,2-0,5 |
| ускоритель | 0,2-0,5 |
органический растворитель остальное.
В качестве синтетического каучука используют, например, каучук бутадиеновый, полипропиленовый, этиленпропиленовый или его тройной сополимер с вязкостью по Муни 65-80 ед. Каучук предварительно пластицируют на вальцах. В. процессе пластицирования на вальцах в каучук вводят сшивающий агент (ультраускоритель) и ускоритель.
После этого полученную смесь при перемешивании растворяют в растворителе до необходимой концентрации, используя органические растворители, например, гексан или гептан.
В качестве сшивающего агента используют, например, диэтилдитио-карбонат цинка или тиурам D.
В качестве ускорителя используют, например, дитиодиморфолин.
Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (вариант 3), включает растворенный в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас. %:
| латекс | 45-55 |
| эмульгатор | 0,5-1,0 |
| пигмент | 1,0-2,0 |
| пеногаситель | 1,0-2,0 |
вода остальное,
и растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас. %:
| синтетический каучук | 10-16 |
| сшивающий агент | 0,2-0,5 |
| ускоритель | 0,2-0,5 |
органический растворитель остальное, взятые в соотношении 1:1.
Готовят полимерный модификатор (вариант 3) при интенсивном перемешивании состава по варианту 1 и состава по варианту 2, не допуская выпадения осадка и расслоения. Полимерный модификатор любого из трех составов, обеспечивает реологию как по воде, так и по нефти.
Из приготовленного тампонажного раствора были изготовлены образцы и испытаны на плотность, растекаемость, прокачиваемость и время схватывания. Результаты испытаний приведены в таблице.
Испытания на возможность межпластовых перетоков через цементный камень проводили на лабораторной установке.
Установка состоит из отрезка трубы 1 диаметром 50 мм и длиной 100 мм, по концам которой установлены две заглушки 2, штуцерные вводы которых верхний и нижний содержат вентили 3, фильтра 4 в нижней части трубы 1, емкости 5 с жидкостью для испытаний (50% воды и 50% дизельного топлива), подсоединенной к верхнему штуцеру, и емкости 6 для стока жидкости для испытаний. Давление в емкости 5 для подачи жидкости для испытаний создавали с помощью сжатого воздуха 6-9 атм.
Внутрь трубы 1 заливали цементный раствор, приготовленный на жидкости затворения с полимерным модификатором, при застывании которого получали цементный; камень 7 (образец). После образования цементного камня 7. После застывания цементного камня 2 подавали жидкость из емкости 5, при этом перетока жидкости через цементный камень не наблюдалось.
Затем ударом молотка по боковой поверхности трубы 1 искусственно создавали трещины. После открытия вентилей 3 наблюдали интенсивную фильтрацию через цементный камень 7 жидкости, поступающей из емкости 5 в емкость 6. После этого вентили 3 закрывали, и цементный камень 7 оставался в покое в течение 7 суток. Затем снова проводили испытания на возможность межпластовых перетоков через цементный камень 7, при этом перетоки отсутствовали.
Claims (12)
1. Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора, включающий растворенные в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас.%:
2. Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора, включающий растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас.%:
3. Полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора, включающий растворенный в водной полимерной дисперсии латекса эмульгатор, пигмент и пеногаситель, взятые в мас.%:
и растворенный до необходимой концентрации в органическом растворителе предварительно пластицированный сшивающим агентом и ускорителем синтетический каучук, при следующем соотношении компонентов в мас.%:
взятые в соотношении 1:1.
4. Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня, содержащий цемент и жидкость затворения с функциональными добавками, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полимерный модификатор по п. 1, или 2, или 3 в количестве 5-10 мас.% от количества жидкости затворения, предварительно приготовленный на основе водной полимерной дисперсии, содержащей глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров.
5. Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня, содержащий цемент и жидкость затворения с функциональными добавками, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полимерный модификатор по п. 1 или 3 в количестве 5-10 мас.% от количества жидкости затворения, предварительно приготовленный на основе водной полимерной дисперсии, содержащей глобулы акриловых или стиролакриловых полимеров и твердую фазу в количестве не более 10% от количества цемента.
6. Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня по п. 5, отличающийся тем, что в качестве твердой фазы используют неопретированные стеклянные микросферы, и/или алюмосиликатные микросферы, и/или зольные микросферы, и/или кварцевый песок тонкого помола.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020124469A RU2743555C1 (ru) | 2020-07-14 | 2020-07-14 | Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020124469A RU2743555C1 (ru) | 2020-07-14 | 2020-07-14 | Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2743555C1 true RU2743555C1 (ru) | 2021-02-19 |
Family
ID=74666049
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020124469A RU2743555C1 (ru) | 2020-07-14 | 2020-07-14 | Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2743555C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114573285A (zh) * | 2022-02-22 | 2022-06-03 | 兴宁市龙江建材实业有限公司 | 一种高抗裂强度聚合物水泥砂浆的制备方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2180392C1 (ru) * | 2000-09-27 | 2002-03-10 | ОАО НПО "Буровая техника" | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин |
| WO2004101951A1 (en) * | 2003-05-14 | 2004-11-25 | Services Petroliers Schlumberger | Self adaptive cement systems |
| US20090071650A1 (en) * | 2005-09-09 | 2009-03-19 | Roddy Craig W | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
| RU2441897C1 (ru) * | 2010-12-24 | 2012-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермская сервисная компания "Буртехнологии" | Тампонажный раствор |
| RU2539054C2 (ru) * | 2010-08-17 | 2015-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Самовосстанавливающиеся цементы |
-
2020
- 2020-07-14 RU RU2020124469A patent/RU2743555C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2180392C1 (ru) * | 2000-09-27 | 2002-03-10 | ОАО НПО "Буровая техника" | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин |
| WO2004101951A1 (en) * | 2003-05-14 | 2004-11-25 | Services Petroliers Schlumberger | Self adaptive cement systems |
| US20090071650A1 (en) * | 2005-09-09 | 2009-03-19 | Roddy Craig W | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
| RU2539054C2 (ru) * | 2010-08-17 | 2015-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Самовосстанавливающиеся цементы |
| RU2441897C1 (ru) * | 2010-12-24 | 2012-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермская сервисная компания "Буртехнологии" | Тампонажный раствор |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114573285A (zh) * | 2022-02-22 | 2022-06-03 | 兴宁市龙江建材实业有限公司 | 一种高抗裂强度聚合物水泥砂浆的制备方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0251421B1 (en) | Sand consolidation method employing rubber | |
| RU2586517C2 (ru) | Медленно застывающие цементные композиции, содержащие пемзу, и связанные с ними способы | |
| US6814145B2 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
| EP1176126A2 (en) | Permeable cement sand screens in well bores | |
| WO1981000851A1 (en) | Well treating fluid | |
| WO2009034287A1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| RU2553807C1 (ru) | Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами | |
| US2667224A (en) | Well completion process | |
| CA2436377A1 (en) | Process for controlling gas migration during well cementing | |
| RU2743555C1 (ru) | Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта) | |
| AU2012329302A1 (en) | Delayed, swellable particles for prevention of fluid migration through damaged cement sheaths | |
| US6815399B1 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
| CN113930222A (zh) | 一种抗高温高密度聚磺水基钻井液及其制备方法 | |
| EP0037418B1 (en) | Shear thickening fluid | |
| EA010638B1 (ru) | Буровые растворы на водной основе с применением латексных добавок | |
| WO2020264289A1 (en) | Well treatment methods | |
| RU2386658C1 (ru) | Тампонирующий состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2283422C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
| Merzlyakov et al. | Study of water-containing ability of gas-liquid cement mixtures | |
| RU2760860C1 (ru) | Тампонажный материал | |
| RU2826401C1 (ru) | Сшивающийся тампонажный материал для изоляции интервалов высокоинтенсивных поглощений | |
| RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
| RU2801331C1 (ru) | Базовый тампонажный материал для цементирования скважин в интервале продуктивного пласта | |
| RU2825364C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в продуктивную скважину |