RU2750414C1 - Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) - Google Patents
Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2750414C1 RU2750414C1 RU2020137051A RU2020137051A RU2750414C1 RU 2750414 C1 RU2750414 C1 RU 2750414C1 RU 2020137051 A RU2020137051 A RU 2020137051A RU 2020137051 A RU2020137051 A RU 2020137051A RU 2750414 C1 RU2750414 C1 RU 2750414C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- over
- water
- composition
- plasticizer
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 72
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 33
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 29
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 claims abstract description 25
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 21
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 19
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 claims abstract description 18
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 23
- -1 polymethylene naphthalenesulfonic acids Polymers 0.000 claims description 17
- 229920002725 thermoplastic elastomer Polymers 0.000 claims description 16
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 claims description 14
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 claims description 14
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 30
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 24
- 239000004575 stone Substances 0.000 abstract description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 3
- 230000035876 healing Effects 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N tributyl phosphate Chemical compound CCCCOP(=O)(OCCCC)OCCCC STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N calcium;oxido(oxo)alumane Chemical compound [Ca+2].[O-][Al]=O.[O-][Al]=O XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 2
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 238000012661 block copolymerization Methods 0.000 description 1
- 239000005388 borosilicate glass Substances 0.000 description 1
- ZOMBKNNSYQHRCA-UHFFFAOYSA-J calcium sulfate hemihydrate Chemical compound O.[Ca+2].[Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O ZOMBKNNSYQHRCA-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 238000010410 dusting Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает приготовление тампонажного раствора, содержащего портландцемент, минеральную добавку «ПенетронАдмикс», понизитель водоотдачи, пластификатор, воду, и закачку его в скважину. Для приготовления тампонажного раствора дополнительно используют оксид магния, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, в качестве понизителя водоотдачи используют композицию синтетических сульфированных полимеров с насыпной плотностью не менее 0,5 г/см3, в качестве пластификатора - композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы с насыпной плотностью не менее 0,4 г/см3, предварительно готовят жидкость затворения путем растворения в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновой кислоты, понизителя водоотдачи, пластификатора и далее в процессе затворения раствора добавляют портландцемент, минеральную добавку, оксид магния при определенном соотношении компонентов. Также описан вариант способа. Предлагаемый способ ремонтно-изоляционных работ в скважине позволяет восстановить целостность цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров как в пластовой воде, так и в углеводородной жидкости, повышает эффективность ремонтно-изоляционных работ в скважине, а получаемый тампонажный камень обладает высокой прочностью. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин тампонажными растворами, обеспечивающими автоматическое перекрытие каналов перетока воды по цементной крепи скважины и может использоваться при ремонтно-изоляционных работах в скважине.
Известен способ применения тампонажного раствора для цементирования нефтяных и газовых скважин (патент RU №2652040, МПК C09K 8/473, Е21В 33/138, С04В 24/38, С04В 103/20, С04В 111/20, С04В 103/50, опубл. 24.04.2018 в бюл. №12), содержащего портландцемент ПЦТ I-G, тонкодисперсное минеральное вяжущее «MIKRODUR R-U», стеклянные полые микросферы из химически стойкого натрий-боросиликатного стекла 3М™ HGS4000, пенетрирующая добавка «Пенетрон Адмикс», замедлителя сроков схватывания цемента CR-221 (сульфо-метелированный лигнин), понизителя водоотдачи CFL-160 (на основе модифицированных производных полисахаридов), пеногасителя D-air 5000 при следующем соотношении компонентов, мас. %:
портландцемент ПЦТ I-G - 56,0,
MIKRODUR R-U - 30,0,
HGS4000 - 14,0,
Пенетрон Адмикс - 2,0 сверх 100%,
CR-221-0,3 сверх 100%,
CFL-160-0,2 сверх 100%,
D-air 5000-0,05 сверх 100%,
вода - 70,0 сверх 100%.
Недостатком способа является его низкая эффективность, связанная с низкими прочностными свойствами образующегося камня из-за высокого содержания воды в составе и наличия микросфер. Кроме того, недостатком является длительное время восстановления герметичности образовавшихся микротрещин и микрозазоров в тампонажном камне (15 сут). Восстановление герметичности тампонажного камня при образовании в нем микротрещин и микрозазоров только при контакте с пластовой водой, что ограничивает диапазон применения состава.
Наиболее близким является способ цементирования нефтяных и газовых скважин тампонажным раствором (патент RU №2542013, МПК C09K 8/467, опубл. 20.02.2015 в бюл. №5), включающий приготовление тампонажного раствора путем приготовления сухой смеси в заданном количественном соотношении из тампонажного цемента, пенетрирующей добавки, понизителя водоотдачи и пластификатора, дальнейшее добавление пеногасителя в процессе затворения смеси и его закачку, при этом в качестве пенетрирующей добавки тампонажный раствор включает «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас. %: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42.
Недостатками известного способа являются восстановление герметичности микротрещин и микрозазоров в образующемся тампонажном камне только при контакте с пластовой водой, что ограничивает диапазон применения раствора по предлагаемому способу и влияет на его эффективность, а также невысокая прочность образующегося камня. Кроме того, приготовление указанного раствора через получение сухой смеси и добавление в процессе затворения сухой смеси, как показывает практика, не обеспечивает равномерность технологических свойств состава в процессе его затворения и закачивания (растекаемость, плотность и т.д), за счет не полного и разного времени растворения модифицирующих добавок к портландцементу: понизителя водоотдачи, пластификатора, пеногасителя (трибутилфосфат -жидкость плохо растворимая в воде 0,042 г в 100 мл при 16°С, Химический энциклопедический словарь, гл. редактор И.Л. Кнунянц, Москва, 1983 г.), что в свою очередь влияет на эффективность состава и успешность ремонтно-изоляционных работ (РИР).
Технической задачей является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет расширения диапазона восстановления целостности цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров как в пластовой воде, так и в углеводородной жидкости, а также повышение прочности образующегося камня.
Техническая задача решается способом ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим приготовление тампонажного раствора, содержащего портландцемент, минеральную добавку «ПенетронАдмикс», понизитель водоотдачи, пластификатор, воду и закачку его в скважину.
По первому варианту новым является то, что для приготовления тампонажного раствора дополнительно используют оксид магния, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, в качестве понизителя водоотдачи используют композицию синтетических сульфированных полимеров с насыпной плотностью не менее 0,5 г/см3, в качестве пластификатора композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы с насыпной плотностью не менее 0,4 г/см3, предварительно готовят жидкость затворения путем растворения в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновой кислоты, понизителя водоотдачи, пластификатора и далее в процессе затворения раствора добавляют портландцемент, минеральную добавку, оксид магния при следующем соотношении компонентов мас. %:
портландцемент 100,
минеральная добавка «ПенетронАдмикс» 1-3 сверх 100,
композиция синтетических сульфированных полимеров 0,3-0,4 сверх 100,
композиция карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот 0,1-0,2 сверх 100,
оксид магния - 2-3 сверх 100,
нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,01-0,02 сверх 100,
пресная вода до водо-твердого соотношения 0,44-0,5.
По второму варианту новым является то, что для приготовления тампонажного раствора дополнительно используют оксид магния, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, термоэластопласт бутадиен-стирольный, в качестве понизителя водоотдачи используют композицию синтетических сульфированных полимеров с насыпной плотностью не менее 0,5 г/см3, в качестве пластификатора композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы с насыпной плотностью не менее 0,4 г/см3, предварительно готовят жидкость затворения путем растворения в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновой кислоты, понизителя водоотдачи, пластификатора и далее в процессе затворения раствора добавляют портландцемент, минеральную добавку, оксид магния, термоэластопласт бутадиен-стирольный при следующем соотношении компонентов мас. %:
портландцемент 90-92,
термоэластопласт бутадиен-стирольный 8-10,
минеральная добавка «ПенетронАдмикс» 1-3 сверх 100,
композиция синтетических сульфированных полимеров 0,3-0,4 сверх 100,
композиция карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот 0,1-0,2 сверх 100,
оксид магния 2-3 сверх 100,
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,01-0,02 сверх 100,
пресная вода до водо-твердого соотношения 0,44-0,5.
Реагенты, применяемые в заявляемом способе:
Портландцемент тампонажный по ГОСТ 1581-96.
Минеральная добавка «ПенетронАдмикс» - сухая смесь, состоящая из монокальциевого алюмината СаО⋅Al2O3, диалюмината кальция СаО⋅2Al2O3, полугидрата гипса CaSO4 0,5 Н2О, клинкерных минералов C3S и С3А, а также Са(ОН)2. Выпускается в соответствии с ТУ 5745-001-77921756-2006.
В качестве пластификатора используют композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы, порошок от желтого до темно-коричневого цвета. Насыпная плотность - не менее 0,4 г/см3 (в пределах 0,4-0,7 г/см3). Содержание влаги - не более 15,0%. Увеличивает текучесть тампонажного раствора, ТУ 2458-063-97457491-2012.
В качестве понизителя водоотдачи используют композицию на основе синтетических сульфированных полимеров, порошок от белого до желтого цвета. Насыпная плотность - не менее 0,5 г/см3 (в пределах 0,5-0,8 г/см3). Содержание влаги - не более 10,0%. Снижает показатель фильтрации за счет связывания воды и уменьшает водоотделение за счет структурирования цементного теста, ТУ 2458-065-97457491-2012 (например, аналогичен понизителю фильтрации по патенту RU №2582143 МПК С09К 8/467, Е21 В 33/138, опубл. 20.04.2016 в бюл. №11).
Нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) бесцветный или слегка зеленоватый кристаллический порошок белого цвета по ТУ 2439-347-05763441-2001 с массовой долей основного вещества не менее 90%, массовая доля хлоридов не более 2,7%. Позволяет поддержать необходимое время отверждения состава. Добавка в тампонажный раствор НТФ позволяет обеспечить необходимые для технологии работ сроки прокачиваемости и отверждения.
Оксид магния упрочняющая добавка для увеличения прочности образуемого цементного камня. Представляет собой порошок с массовой долей оксида магния не менее 75% по ГОСТ 844-79, ТУ 23.20.13-001-33807947-2018, марка А, В, ПМК 83.
Термоэластопласт бутадиен-стирольный продукт блоксополимеризации стирола и бутадиена в растворе углеводородов. Внешний вид полимера - крошка или гранулы от белого до светло-желтого цвета, кинематическая вязкость 5,23% раствора в толуоле при температуре (25±1)°С в пределах 15-35 сСт, массовая доля летучих веществ не более 0,8%, массовая доля золы (при опудривании стеаратом Са) не более 0,3% (по ТУ 2294-021-00148889-2014, ТУ 38.40327-98). Обеспечивает восстановление целостности цементного кольца в затрубном пространстве за счет тампонирования микротрещин и микрозазоров набухающим в углеводородной жидкости термоэластопластом.
Для осуществления способа используют пресную воду.
Сущность изобретения состоит в создании способа ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий приготовление тампонажного раствора, обеспечивающего восстановление образующихся в камне микротрещин и микрозазоров при контактировании как с пластовой водой, так и с углеводородной жидкостью, закачку его в скважину. Тампонажный раствор прост в приготовлении, обладает достаточно продолжительным для проведения работ в скважине временем отверждения. После перемешивания компонентов и закачивания в скважину в указанном диапазоне соотношений компоненты раствора реагируют, в результате формируется прочный тампонажный камень. За счет взаимодействия оксида магния с клинкерообразующими оксидами (СаО, Al2O3, Fe2O3, Na2O в составе минерального вяжущего и минеральной добавки происходит формирование минеральных новообразований с большим количеством контактов их срастания, что обеспечивает высокую прочность полученного камня и способность восстанавливать целостность цементного камня в пластовой воде, а присутствие термоэластопласта бутадиен-стирольного в составе обеспечивает восстановление целостности цементного камня в углеводородной жидкости, что позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине.
Для осуществления способа ремонтно-изоляционных работ готовят тампонажный раствор следующим образом. Приготавливают жидкость затворения предварительно растворив в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), понизителя водоотдачи, пластификатора (данные компоненты тампонажного раствора хорошо растворяются в воде). Далее портландцемент, минеральную добавку, оксид магния по первому варианту или портландцемент, минеральную добавку, оксид магния, термоэластопласт бутадиен-стирольный по второму варианту добавляют в процессе затворения раствора. Приготовленный вышеприведенным способом раствор по первому и второму вариантам обеспечивает получение однородной по технологическим свойствам (плотность, растекаемость, водоотделение и.т.п.) композиции (раствора) ввиду предварительного растворения в пресной воде НТФ, понизителя водоотдачи и пластификатора, в отличие от способа по наиболее близкому аналогу, где приготавливают сухую смесь в заданном количественном соотношении из тампонажного цемента, пенетрирующей добавки, понизителя водоотдачи и пластификатора, трибутилфосфат добавляют в процессе затворения смеси.
Далее готовый тампонажный раствор закачивают в скважину.
В лабораторных условиях установили оптимальное соотношение компонентов тампонажного состава (см. таблицу, опыты 1-7), при этом ориентировались на время отверждения после смешения компонентов тампонажного состава, чтобы было достаточным для закачки в скважину, растекаемость - не менее 220 мм, водоотделение - 0%, прочностные показатели через 48 ч - не менее 3 МПа на изгиб и 8 МПа на сжатие.
По первому варианту применяли тампонажный раствор, содержащий портландцемент, минеральную добавку «ПенетронАдмикс», понизитель водоотдачи
- композицию синтетических сульфированных полимеров, пластификатор -композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот, оксид магния, нитрилотриметилфосфоновую кислоту и пресную воду при следующем соотношении компонентов мас. %:
Портландцемент - 100,
минеральная добавка «ПенетронАдмикс» 1-3 сверх 100,
композиция синтетических сульфированных полимеров 0,3-0,4 сверх 100,
композиция карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот - 0,1-0,2 сверх 100,
оксид магния - 2-3 сверх 100,
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,01-0,02 сверх 100,
пресная вода до водо-твердого соотношения 0,44-0,5.
По второму варианту применяли тампонажный раствор, содержащий портландцемент, минеральную добавку «ПенетронАдмикс», понизитель водоотдачи
- композицию синтетических сульфированных полимеров, пластификатор -композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот, оксид магния, нитрилотриметилфосфоновую кислоту и термоэластопласт бутадиен-стирольный и пресную воду при следующем соотношении компонентов мас. %:
портландцемент - 90-92,
термоэластопласт бутадиен-стирольный 8-10,
минеральная добавка «ПенетронАдмикс» 1-3 сверх 100,
композиция синтетических сульфированных полимеров 0,3-0,4 сверх 100,
композиция карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот - 0,1-0,2 сверх 100,
оксид магния - 2-3 сверх 100,
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,01-0,02 сверх 100,
пресная вода до водо-твердого соотношения 0,44-0,5.
Уменьшение массового содержания минеральной добавки «ПенетронАдмикс» ниже 1%, оксида магния ниже 2%, нитрилотриметилфосфоновой кислоты ниже 0,01%, композиции синтетических сульфированных полимеров ниже 0,3%, композиции карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот ниже 0,1% ведет к излишнему увеличению времени отверждения тампонажного раствора, ухудшению технологических показателей (снижается растекаемость, прочностные показатели, увеличивается время залечивания). Уменьшение содержания термоэластопласта бутадиен-стирольного (по второму варианту) в составе ниже 8% влияет на «залечивание» микротрещин и микрозазоров в образующемся камне в углеводородной жидкости или в пластовой воде, содержащей углеводороды, т.е. будет длительное время залечивания, что отрицательно сказывается на эффективности способа.
Уменьшение пресной воды до водо-твердого соотношения менее 0,44 (см. таблицу, показатель ж/т) ведет к снижению растекаемости тампонажного раствора и, как следствие, снижению его прокачиваемости. Увеличение массового содержания минеральной добавки «ПенетронАдмикс» больше 3%, оксида магния более 3%, нитрилотриметилфосфоновой кислоты более 0,02%, композиции синтетических сульфированных полимеров более 0,4%, композиции карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот более 0,2%, пресной воды до водо-твердого соотношения более 0,5 ведет к экономически неоправданному удорожанию тампонажного раствора и увеличению времени отверждения раствора, с одновременным ухудшением прочностных показателей и водоотделения. Увеличение термоэластопласта бутадиен-стирольного (по второму варианту) в растворе более 10% ухудшает его прокачиваемость. Увеличение портландцемента (по первому и второму вариантам) удорожает тампонажный раствор и ухудшает его прокачиваемость, а уменьшение его в растворе влияет на прочностные свойства образующегося камня (прочностные свойства уменьшаются). Результаты лабораторных испытаний предлагаемого способа приведены в таблице.
Как видно из таблицы, время отверждения после смешения компонентов тампонажного раствора составляет от 18 до 33 ч, что достаточно для закачки в скважину, растекаемость - более 245 мм, водоотделение - 0%, прочностные показатели через 48 ч - в пределах 3,11-4,43 МПа на изгиб и 11,35-21,33 МПа на сжатие, что свидетельствует о высокой прочности образующихся камней, создаваемые искусственные каналы «залечиваются» как в водной среде, так и в углеводородной жидкости.
Опыты 1-4 имеют оптимальное соотношение компонентов в тампонажном растворе по первому варианту предлагаемого способа.
Опыты 5-7 имеют оптимальное соотношение компонентов в тампонажном растворе по второму варианту предлагаемого способа.
Кроме того, опыты 1-7 относятся к экономически предпочтительным тампонажным растворам для проведения РИР.
Опыты 8, 9 не входят в оптимальное соотношение компонентов в тампонажном растворе, имеют длительное время отвреждения, низкую растекаемость, водоотделение, поэтому их не учитываем.
Для осуществления закачки готовят тампонажный раствор. Тампонажный раствор готовят непосредственно на скважине. В смесительную емкость набирают пресную воду. В воду при постоянном перемешивании добавляют небольшими порциями НТФ, понизитель водоотдачи и пластификатор до их полного растворения. Далее в жидкость затворения при постоянном перемешивании постепенно последовательно подают оксид магния, минеральную добавку и портландцемент (по первому варианту) или термоэластопласт бутадиен-стирольный, оксид магния, минеральную добавку и портландцемент (по второму варианту) при следующем соотношении компонентов мас. %:
- по первому варианту
портландцемент 100,
минеральная добавка «ПенетронАдмикс» 1-3 сверх 100,
композиция синтетических сульфированных полимеров 0,3-0,4 сверх 100,
композиция карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот 0,1-0,2 сверх 100,
оксид магния 2-3 сверх 100,
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,01-0,02 сверх 100,
пресная вода до водо-твердого соотношения 0,44-0,5.
по второму варианту портландцемент 90-92,
термоэластопласт бутадиен-стирольный - 8-10,
минеральная добавка «ПенетронАдмикс» 1-3 сверх 100,
композиция синтетических сульфированных полимеров 0,3-0,4 сверх 100,
композиция карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот 0,1-0,2 сверх 100,
оксид магния 2-3 сверх 100,
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,01-0,02 сверх 100,
пресная вода до водо-твердого соотношения 0,44-0,5.
После подачи всего портландцемента в емкость перемешивают раствор до выравнивания плотности тампонажного раствора. Заполняют скважину, вызывают циркуляцию. Закачивают в изолируемый интервал последовательно буфер из 0,3-0,5 м3 пресной воды, приготовленный тампонажный раствор, буфер из 0,3-0,5 м3 пресной воды. Продавливают раствор закачиванием в предварительно спущенные насосно-компрессорные трубы (НКТ) технологической жидкости. Объем технологической жидкости для продавливания принимают с условием оставления цементного моста в зоне изоляции не менее 20 м. Проводят контрольную промывку для вымывания раствора из НКТ. Приподнимают НКТ на безопасную высоту с доливом скважины технологической жидкостью. Оставляют скважину на 48 ч для отверждения раствора. Проводят разбуривание цементного моста и промывают скважину с допуском НКТ до забоя. Успешность работ контролируют геофизическими методами или по изменению параметров работы скважины (дебита жидкости и нефти, обводненности продукции, плотности добываемой воды).
Таким образом, предлагаемый способ ремонтно-изоляционных работ в скважине позволяет восстановить целостность цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров как в пластовой воде, так и в углеводородной жидкости, повышает эффективность ремонтно-изоляционных работ в скважине, а получаемый тампонажный камень обладает высокой прочностью.
Claims (19)
1. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий приготовление тампонажного раствора, содержащего портландцемент, минеральную добавку «ПенетронАдмикс», понизитель водоотдачи, пластификатор, воду, и закачку его в скважину, отличающийся тем, что для приготовления тампонажного раствора дополнительно используют оксид магния, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, в качестве понизителя водоотдачи используют композицию синтетических сульфированных полимеров с насыпной плотностью не менее 0,5 г/см3, в качестве пластификатора - композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы с насыпной плотностью не менее 0,4 г/см3, предварительно готовят жидкость затворения путем растворения в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновой кислоты, понизителя водоотдачи, пластификатора и далее в процессе затворения раствора добавляют портландцемент, минеральную добавку, оксид магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:
портландцемент - 100,
минеральная добавка «ПенетронАдмикс» - 1-3 сверх 100,
композиция синтетических сульфированных полимеров - 0,3-0,4 сверх 100,
композиция карбоксилатов и смесей натриевых солей
полиметиленнафталинсульфокислот - 0,1-0,2 сверх 100,
оксид магния - 2-3 сверх 100,
нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,01-0,02 сверх 100,
пресная вода до водотвердого соотношения - 0,44-0,5.
2. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий приготовление тампонажного раствора, содержащего портландцемент, минеральную добавку «ПенетронАдмикс», понизитель водоотдачи, пластификатор, воду, и закачку его в скважину, отличающийся тем, что для приготовления тампонажного раствора дополнительно используют оксид магния, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, термоэластопласт бутадиен-стирольный, в качестве понизителя водоотдачи используют композицию синтетических сульфированных полимеров с насыпной плотностью не менее 0,5 г/см3, в качестве пластификатора - композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы с насыпной плотностью не менее 0,4 г/см3, предварительно готовят жидкость затворения путем растворения в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновой кислоты, понизителя водоотдачи, пластификатора и далее в процессе затворения раствора добавляют портландцемент, минеральную добавку, оксид магния, термоэластопласт бутадиен-стирольный при следующем соотношении компонентов, мас.%:
портландцемент - 90-92,
термоэластопласт бутадиен-стирольный - 8-10,
минеральная добавка «ПенетронАдмикс» - 1-3 сверх 100,
композиция синтетических сульфированных полимеров - 0,3-0,4 сверх 100,
композиция карбоксилатов и смесей натриевых солей
полиметиленнафталинсульфокислот - 0,1-0,2 сверх 100,
оксид магния - 2-3 сверх 100,
нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,01-0,02 сверх 100,
пресная вода до водотвердого соотношения - 0,44-0,5.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137051A RU2750414C1 (ru) | 2020-11-11 | 2020-11-11 | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137051A RU2750414C1 (ru) | 2020-11-11 | 2020-11-11 | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2750414C1 true RU2750414C1 (ru) | 2021-06-28 |
Family
ID=76755816
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020137051A RU2750414C1 (ru) | 2020-11-11 | 2020-11-11 | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2750414C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2783449C1 (ru) * | 2022-04-28 | 2022-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1369401A2 (en) * | 2002-06-04 | 2003-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing composition |
| RU2385894C1 (ru) * | 2008-10-13 | 2010-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБЛЕГЧЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ПЛОТНОСТЬЮ 1450-1500 кг/м3 |
| RU2458962C1 (ru) * | 2011-03-18 | 2012-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин |
| RU2507380C1 (ru) * | 2012-06-07 | 2014-02-20 | Компания Лонест Холдинг Корп. | Тампонажный раствор низкой плотности |
| RU2542013C2 (ru) * | 2013-06-25 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин |
| RU2652040C1 (ru) * | 2017-02-13 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Тампонажный раствор низкой плотности |
-
2020
- 2020-11-11 RU RU2020137051A patent/RU2750414C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1369401A2 (en) * | 2002-06-04 | 2003-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing composition |
| RU2385894C1 (ru) * | 2008-10-13 | 2010-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБЛЕГЧЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ПЛОТНОСТЬЮ 1450-1500 кг/м3 |
| RU2458962C1 (ru) * | 2011-03-18 | 2012-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин |
| RU2507380C1 (ru) * | 2012-06-07 | 2014-02-20 | Компания Лонест Холдинг Корп. | Тампонажный раствор низкой плотности |
| RU2542013C2 (ru) * | 2013-06-25 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин |
| RU2652040C1 (ru) * | 2017-02-13 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Тампонажный раствор низкой плотности |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2783449C1 (ru) * | 2022-04-28 | 2022-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2656266C2 (ru) | Способ обработки подземного пласта суспензией цементного раствора с возможностью образования проницаемого отвердевшего цементного раствора | |
| EP0320288B1 (en) | Cementing oil and gas wells using converted drilling fluid | |
| US2614998A (en) | Low water-loss cement slurry | |
| CA3030058C (en) | Cement slurries for well bores | |
| US20050109507A1 (en) | Methods of using cement compositions having long-term slurry-state stability | |
| US7357834B2 (en) | Cement composition for use with a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent | |
| WO2016187193A1 (en) | Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar | |
| RU2468187C1 (ru) | Основа отверждаемого тампонажного раствора | |
| RU2750414C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) | |
| US11028311B2 (en) | Methods of cementing a wellbore | |
| RU2618539C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2610963C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2783449C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2468058C1 (ru) | Гипсовая тампонажная смесь утяжеленная | |
| RU2761317C1 (ru) | Тампонажный портландцементный состав | |
| US11773310B2 (en) | Accelerated cement composition for reducing corrosion of wellbore casings | |
| RU2784799C1 (ru) | Тампонажно-инъекционный гидроизоляционный материал для операций цементирования в подземных формациях | |
| US11453816B2 (en) | Accelerated cement compositions and methods for treating lost circulation zones | |
| US20230126770A1 (en) | Liquid Salt Activator and Methods of Making and Using Same | |
| CA2049518A1 (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions | |
| RU2726754C1 (ru) | Тампонажный раствор | |
| RU2582143C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих | |
| US20230138857A1 (en) | Methods of Making and Using a Cementitious Composition with Ultra-Low Portland Cement | |
| RU2370515C1 (ru) | Полимерцементный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин | |
| RU2239049C1 (ru) | Облегченный тампонажный раствор |