Емульсійний тампонажний розчин на вуглеводневій основі

 

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до ремонту і кріплення свердловин, і може бути використане при ремонтно-ізоляційних робіт у свердловинах, для ізоляції сторонніх флюїдів і газопереточних каналів в цементному кільці за експлуатаційною колоною, а також для кріплення свердловин.

Відомий тампонажний розчин [1 - аналог], що містить, мас.%:

Портландцемент тампонажний50,0-70,0
Дизельне паливо10,3-20,3
Эмультал0,4-1,0
ВодаІнше

Недоліками відомого тампонажного розчину є:

1. Низька міцність цементного каменю.

2. Високий показник водовіддачі.

3. Складність управління термінами схоплювання.

4. Висока в'язкість.

5. Низька якість каменю при низьких пластових температурах.

Найбільш близьким до передбачуваного технічного рішення є тампонажний розчин [2 - прототип], що містить, мас.%:

�льное паливо
10,0-20,0
Эмультал0,1-1,0
Сульфонол0,06-0,15
Ізобутіловий спирт0,1-0,25
Хлористий кальцій0,01-0,025
ВодаІнше

Недоліками відомого тампонажного розчину є:

1. Низька міцність цементного каменю.

2. Високий показник водовіддачі.

3. Складність управління термінами схоплювання.

Наведені недоліки призводять до проблем при завантаженнях складу в свердловину і зниження ефективності його застосування.

При створенні винаходу вирішувалася завдання отримання тампонажного розчину з високим рівнем технологічних властивостей: низькою водоотдачей, високою плинністю, регульованими термінами тужавлення в широкому діапазоні температур, високою міцністю і довговічністю цементного каменю.

Результат досягається тим, що склад містить цемент різних марок і комплекс поверхнево-активних речовин (ПАР), в т. ч.: емульгатор MP, гідрофобізатор АБР, нефтенол ВКС-войства рідини замішування цементу - зворотної емульсії.

Ознаки винаходу

Ознаками винаходу емульсійного тампонажного розчину на вуглеводневій основі є:

1. В'яжучий матеріал

2. Портландцемент тампонажний ПЦТ 50

3. Портландцемент тампонажний класу G

4. Цементна суміш ЦС БТРУО «Мікро»

5. Глиноземистий цемент ГЦ-40

6. Суміш портландцементу ПЦТ 50 і глиноземистого цементу ГЦ-40 в масовому співвідношенні 1:4

7. Суміш глиноземистого цементу ГЦ-40 і микроцемента тампонажного ЦС БТРУО «Мікро» в масовому співвідношенні 3:7

8. Поверхнево-активні речовини

9. Емульгатор MP

10. Гідрофобізатор АБР

11. Нефтенол ВКС-Н

12. Алкилбензосульфонат кальцію АБС-Са

13. Емульгатор ВП-4

14. Мінеральні солі

15. Хлористий кальцій

16. Мікрокремнезем конденсований МК-85

17. Дизельне паливо

18. Прісна вода

Ознаки: 1, 2, 5, 8, 14, 15, 17, 18 - є спільними з прототипом, а ознаки: 3, 4, 6, 7, 9-13, 16 - є істотною відмінністю від прототипу.

Сутність винаходу

Пропонований тампонажний розчин містить в'яжучий матеріал, ПАР, дизельне паливо, прісну воду і може містити хлористий кальцій, при цьому в якості в'яжучого матеріалу використовується портландцемент та� ЦС БТРУО «Мікро» в масовому співвідношенні 3:7, або суміш портландцементу ПЦТ 50 і глиноземистого цементу ГЦ-40 в масовому співвідношенні 1:4; а в якості ПАР застосовується суміш емульгатора MP-150 з алкилбензосульфонатом кальцію і емульгатором ВП-4 в масовому співвідношенні, рівному 1:4:9; або суміш емульгатора MP-150 з алкилбензосульфонатом кальцію, гідрофобізатором АБР і нефтенолом ВКС-Н в масовому співвідношенні, рівному 4:4:3:3, і додатково може містити мікрокремнезем конденсований МК-85 при наступному співвідношенні компонентів, мас.%:

В'яжучий матеріал:

Портландцемент тампонажний класу G,
або цементна суміш ЦС БТРУО «Мікро»,
або суміш глиноземистого цементу ГЦ-40 і микроцемента
ЦС БТРУО «Мікро» в масовому співвідношенні 3:7,
або суміш портландцементу ПЦТ 50 і глиноземистого
цементу ГЦ-40 в масовому співвідношенні 1:446,0-75,0

ПАР:

кальцію і емульгатором ВП-4 в масовому
співвідношенні, рівному 1:4:9;
або суміш емульгатора MP-150 з алкилбензосульфонатом
кальцію, гідрофобізатором АБР і нефтенолом
КС-Н в масовому співвідношенні, рівному 4:4:3:31,0-4,0
Дизельне паливо9,0-27,0
Мікрокремнезем0,0-2,0
Хлористий кальцій0,0-0,5
Прісна водаІнше

Для приготування тампонажного розчину в експериментах використовувалися наступні матеріали і реагенти:

- Тампонажний портландцемент ПЦТ 50 і ПЦТ класу G за ГОСТ 1581-96.

- Глиноземистий цемент ГЦ-40 за ГОСТ 969-91.

- Цементна суміш «ЦС БТРУО» марки «Мікро» випускається ЗАТ «Х-меко-ГАНГ» за ТУ 2458-066-54651030-2010, являють собою суміш цементного клінкеру і мин150 випускається ЗАТ «Химеко-ГАНГ» за ТУ 2458-097-17197708-2005, являє собою вуглеводневий розчин складних ефірів олеїнової, лінолевої, ліноленової кислот, а також смоляних кислот і триетаноламіну.

- Алкилбензосульфонат кальцію (сульфонол кальцієвий) випускається за ТУ 2421-011-56856807-2002, являє собою в'язку рідину від світло-жовтого до темно-коричневого кольору. Масова частка активної речовини 70%.

- Емульгатор ВП-4 випускається за ТУ 6-02-997-90, являє собою поверхнево-активна речовина на основі оксіетилірованих алкилфенолов зі ступенем оксиэтилирования, дорівнює чотирьом.

- Нефтенол ВКС-Н випускається ЗАТ «Химеко-ГАНГ» за ТУ 2483-025-54651030-2008, являє собою суміш аніонних поверхнево-активних і неіоногенних поверхнево-активних речовин на основі оксіетилірованих алкилфенолов і водного розчину неорганічних солей.

- Гідрофобізатор АБР марки 40 випускається ЗАТ «Химеко-ГАНГ» за ТУ 2483-081-17197708-2003, являє собою вуглеводневий розчин продуктів конденсації жирних кислот з амінами і використовується у вигляді 20%, 40% і 80%-ной концентрації в вуглеводневих розчинниках.

- Дизельне паливо ГОСТ 52368-2005.

- Мікрокремнезем конденсований неущільнений МК-85, випускається за ТУ 5743-048-02495332-96, являє собою ультрадисперсних поро�виробництві кремнійвміщуваних сплавів. Основним компонентом матеріалу є діоксид кремнію аморфної модифікації.

- Хлористий кальцій (хлорид кальцію CaCl2) випускається за ГОСТ 450-77.

- Прісна Вода, питна ГОСТ 2874-82.

Зниження кількості в'яжучого матеріалу в емульсійному тампонажном розчині призводить до зниження міцності цементного каменю. Підвищення до збільшення в'язкості тампонажного розчину і зменшення термінів схоплювання.

Менша кількість ПАР призводить до зниження стабільності системи, більша - до погіршення механічних властивостей каменю і збільшення термінів схоплювання.

Зниження вмісту дизельного палива в середовищі призводить до збільшення в'язкості тампонажного розчину, підвищення - до погіршення механічних властивостей каменю.

Додавання микрокременезема збільшує міцність цементного каменю. Підвищення кількості микрокременезема призводить до збільшення в'язкості тампонажного розчину і скорочення термінів схоплювання.

Додавання хлористого кальцію прискорює терміни тужавіння тампонажного розчину. Підвищення кількості хлористого кальцію призводить до збільшення в'язкості тампонажного розчину.

Нижче представлені приклади приготування тампонажних сумішей в лабораторних вус�мл емульсійного тампонажного розчину на вуглеводневій основі в лабораторних умовах. В металевий стакан наливають 112,9 мл дизельного палива і при перемішуванні на 500 об/хв на лопатевої мішалці додають 1,4 мл емульгатора MP 150, 5,6 мл алкилбензосульфоната кальцію, 12,7 мл емульгатора ВП-4. Потім підвищують частоту до 1000 об/хв і перемішують 1-3 хв. В чистому склянці при перемішуванні розчиняють 4,7 г хлориду кальцію в 169,3 мл води. Збільшують частоту до 2000 об/хв і маленькою струменем доливають солону воду до дизельного палива з ПАР і перемішують протягом 1-2 хв. Потім виробляють диспергування емульсії на високими обертами мішалці при 8000-12000 об/хв протягом 5-10 хв. Потім в емульсію при 1000-2000 об/хв на лопатевої мішалці поступово вводять 3,2 г микрокрмнезема МК-85. Далі поступово вводять 123,4 р портландцементу ПЦТ-50 і 493,7 р глиноземистого цементу ГЦ-40. Перемішують протягом 3-5 хв при 1000-2000 об/хв. Розчин готовий до лабораторних випробувань. Склади 1, 3, 4 табл. 1 і склад по прототипу (5) приготовлялися аналогічно.

Визначення основних властивостей тампонажних розчинів і каменів проводили у відповідності з міжнародним стандартом ISO 10426-2 (специфікація 10А API). Щільність тампонажного розчину визначали за допомогою ричачи визначали за допомогою ротаційного віскозиметра FANN 35SA. Водовіддачу розчину визначали на тестері Chandler Engineering М 7120. Час загустіння розчину визначали на консистометре Chandler Engineering М 7222. Міцність на стиск цементного каменю визначали на гідравлічному пресі ПГМ 500 МГ-4. Результати досліджень представлені в табл. 2.

Як випливає з таблиці 2, пропонований склад володіє більш високими експлуатаційними властивостями: низькою водоотдачей, високою плинністю, регульованими термінами тужавлення в широкому діапазоні температур, високою міцністю і довговічністю цементного каменю.

Список літератури

1. ГКСМ СРСР у справах винаходів і відкриттів Авторське свідоцтво на винахід «Тампонажний розчин» №529134 від 28 травня 1976 р. по заявці №2160008 з пріоритетом від 25 липня 1975 р. Автори: Мухін Л. К., Оголихин Е. А., Шмавонянц В. Ш., Липкес М. І., Касьянов М. Н.

2. ЦК СРСР у справах винаходів і відкриттів Авторське свідоцтво на винахід «Тампонажний розчин» №1263817 від 15 червня 1986 р. за заявкою №3829476 з пріоритетом від 16 жовтня 1984 р. Автори: Мухін Л. К., Щавелев Н.І., Прохоров О. В., Дудикина Н.В.

Тампонажний розчин містить в'яжучий матеріал, ПАР, дизельне паливо, прісну воду і може містити хлористий кальцій, отлтная суміш ЦС БТРУО «Мікро», або суміш глиноземистого цементу ГЦ-40 і микроцемента ЦС БТРУО «Мікро» в масовому співвідношенні 3:7, або суміш портландцементу ПЦТ 50 і глиноземистого цементу ГЦ-40 в масовому співвідношенні 1:4; а в якості ПАР застосовується суміш емульгатора MP-150 з алкилбензосульфонатом кальцію і емульгатором ВП-4 в масовому співвідношенні, рівному 1:4:9; або суміш емульгатора МР-150 з алкилбензосульфонатом кальцію, гідрофобізатором АБР і нефтенолом ВКС-Н в масовому співвідношенні, рівному 4:4:3:3, і додатково може містити мікрокремнезем конденсований МК-85 при наступному співвідношенні компонентів, мас.%:
В'яжучий матеріал:

Портландцемент тампонажний класу G,
або цементна суміш ЦС БТРУО «Мікро»,
або суміш глиноземистого цементу ГЦ-40
микроцемента ЦС БТРУО «Мікро» в масовому
співвідношенні 3:7,
або суміш портландцементу ПЦТ 50 іспіввідношенні 1:446,0-75,0

ПАР:
Суміш емульгатора МР-150 с
алкилбензосульфонатом кальцію і емульгатором
ВП-4 в масовому співвідношенні, рівному 1:4:9;
або суміш емульгатора MP-150 с
алкилбензосульфонатом кальцію,
гідрофобізатором АБР і нефтенолом ВКС-Н
масовому співвідношенні, рівному 4:4:3:31,0-4,0
Дизельне паливо9,0-27,0
Мікрокремнезем0,0-2,0
Хлористий кальцій0,0-0,5
Прісна водаІнше



 

Схожі патенти:

Композиції і способи очищення стовбура свердловини перед цементуванням

Винахід відноситься до композицій і способів обробки свердловини. Технічний результат винаходу полягає в поліпшенні зв'язування цементу в затрубном просторі між обсадною трубою і поверхнею гірської породи. Композиція для очищення стовбура свердловини містить, мас.%: розчинник 10-45; сорастворитель 10-40; гидрофилизирующее поверхнево-активна речовина 5-10; очищає поверхнево-активна речовина 5-20; неионогенное поверхнево-активна речовина 1-10; неионогенное допоміжне поверхнево-активна речовина 1-5; емульгуюче поверхнево-активна речовина 1-5; водна рідина 1-5. 3 н. і 11 з.п. ф-ли, 4 ін., 4 табл.,2 іл.

Склади для обробки свердловин з уповільненим вивільненням для використання в рідинах для обробки свердловин

Винахід відноситься до складів для обробки свердловин для застосування в нафтовидобувній галузі. Склад для обробки свердловини, що містить реагент для обробки свердловини, адсорбованих на водонерастворимом адсорбенте, де склад одержують осадженням реагенту для обробки свердловини з рідини, при цьому реагент для обробки свердловини адсорбують на водонерастворимом адсорбенте, і де реагент для обробки свердловини осаджують в присутності металевої солі. Рідина для обробки свердловин, містить зазначеного вище складу та рідина-носій. Спосіб обробки пласта підземного або стовбура свердловини, що включає введення в пласт або стовбур свердловини зазначеної вище рідини для обробки свердловини. Спосіб контролювання вивільнення реагенту для обробки свердловини у стовбурі свердловини, що включає введення в стовбур свердловини зазначеного вище складу. Винахід розвинене в залежних пунктах формули. Технічний результат - підвищення ефективності обробки в середовищах з високим значенням рН. 4 н. і 34 з.п. ф-ли, 3 іл., 4 пр.

Тампонажний полегшений матеріал

Винахід відноситься до тампонажним розчинів, використовуваних для цементування обсадних колон нафтових, газових і газоконденсатних свердловин, ускладнених наявністю шарів з низьким тиском гідророзриву. Тампонажний полегшений матеріал містить цемент ПЦТ-І-100, полегшує добавку - спучений вермикуліт, технічну сіль, хімічний реагент Кріплення, при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: цемент ПЦТ-І-100 - 84,75; вермикуліт - 9,42; Кріплення - 1,13; NaCl - 4,7. Технічний результат - запобігання гідророзриву в процесі цементування свердловин за рахунок поліпшення параметрів тампонажного цементу, підвищення міцності цементного каменю при низьких і помірних температурах на ранній стадії тверднення при одночасному зниженні щільності тампонажного розчину. При замішуванні тампонажного розчину - спучений вермикуліт, технічна сіль. 1 табл.

Реагент для обробки бурових розчинів

Винахід відноситься до області складів для нафтової і газової промисловості і може бути застосовано у виробництві реагентів для обробки бурових розчинів, що використовуються при бурінні нафтових і газових свердловин. Реагент для обробки бурових розчинів містить феррохромлигносульфонат 94-96 вага.% і поліфосфат амонію 4-6 вагу.%. Винахід забезпечує підвищення розріджують властивостей реагенту до мінералізованих бурових розчинах, підвищення термостабільності та екологічної безпеки реагенту. 3 табл.

Спосіб і композиція для третинного методу видобутку вуглеводнів

Винахід в основному відноситься до способів видобутку вуглеводнів з углеводородсодержащих пластів. Описаний спосіб обробки пласта, який містить сиру нафту, що включає стадії, в яких: (a) подають композицію для вилучення вуглеводнів щонайменше частина пласта, причому композиція включає щонайменше два внутрішніх олефинсульфоната, вибраних з групи, що складається з внутрішніх С15-18-олефинсульфонатов, внутрішніх С19-23-олефинсульфонатов, внутрішніх С20-24-олефинсульфонатов і внутрішніх С24-28-олефинсульфонатов, і щонайменше одне знижує в'язкість з'єднання, яке являє собою ізобутіловий спирт, етоксильовані С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловий простий ефір діетиленгліколю або їх суміш, і (b) забезпечують композиції можливість взаємодіяти з вуглеводнями в пласті. Винахід відноситься до способу зниження в'язкості композиції високоактивного поверхнево-активної речовини та композиції для вилучення вуглеводнів. Результатом є створення більш ефективного способу вилучення вуглеводнів з містить сиру нафту пласта. 3 н. і 11 з.п. ф-ли, 2 іл., 2 табл., 2 пр.

Спосіб кислотної обробки привибійної зони карбонатного колектора

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості. Технічний результат - вирівнювання профілю припливу видобувних свердловин в неоднорідних по проникності карбонатних пластах, створення нових флюидопроводящих каналів по всій перфорованої товщині пласта, відновлення колекторських властивостей привибійної зони за рахунок її очищення від кольматуючих твердих частинок. Спосіб кислотної обробки привибійної зони карбонатного колектора включає закачування кислотної композиції, що містить, мас. %: неорганічну або органічну кислоту, або їх суміші 9,0-24,0; цвиттерионное поверхнево-активна речовина - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гідрофобно-модифікований поліуретановий полімер 0,05-3,0; воду інше, причому закачування кислотної композиції проводять в одну стадію або порціями з проведенням витримки між завантаженнями. Кислотна композиція додатково може містити анионное поверхнево-активну речовину в кількості 0,1-3,0 мас.%. Закачування зазначеної вище кислотної композиції можуть чергувати з закачуванням соляної кислоти 12-24%-ної концентрації. 2 з.п. ф-ли, 1 табл., 16 пр., 4 іл.

Спосіб ізоляції зон притоку води в свердловину

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів, що застосовуються для ізоляції водопритоков у свердловину. Спосіб ізоляції зон притоку води в свердловину включає послідовну закачування коагулянту - 25% розчину хлористого кальцію, буферного шару прісної води і гивпана. Додатково в якості наповнювача в гивпан вводять відхід виробництва поліетилентерефталату - ПЕТФ з малої ступенем полімеризації з розрахунку 18-24 мас.%. Технічним результатом є зниження проникності кернів. 1 іл., 7 табл., 3 пр.

Мастильна добавка до буровим промивним рідин

Винахід відноситься до мастильних добавкам до буровим промивним рідин на водній основі. Технічний результат зниження тертя промивної рідини в парах «метал-метал», «метал-фільтраційна кірка», зниження швидкості зношування бурильних і обсадних труб при бурінні свердловин з далекими і наддалеким відходами. Мастильна добавка до буровим промивним рідин, що характеризується тим, що приготована шляхом перемішування полігліколя, флотореагента-оксаля, ізопропілового спирту і талової олії при температурі 50-60°C протягом 2 годин, додавання суміші метилового ефіру жирних кислот і диэтаноламида кокосового масла, потім триетаноламіну, підйому температури до 75-80°C і перемішування протягом 2 годин, введення мідної або мідно-кальцієвого стеарату і оксіетілірованний нонилфенола, перемішування протягом години і додавання нейтралізуючого агента до рН не нижче 6,5 при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: полігліколь 27,3, ізопропіловий спирт 9,1, флотореагент-оксаль 24,3, талловое масло 24,3, мідний або мідно-кальцієвий стеарат 3, триетаноламін 4,5-5, метиловий ефір жирних кислот 1-1,5, діетаноламід кокосового масла 1, оксиэтилированний нонилфенол 3-4,5, нейтралізуючий агент 0,5-2. 2

Спосіб ізоляції припливу пластових вод та кріплення привибійної зони пласта

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема до способів ізоляції припливу пластових вод та кріплення привибійної зони пласта, а також до способів для регулювання профілю прийомистості нагнітальних свердловин, до способів для обробки пласта, до способів для регулювання розробки нафтових родовищ, і може використовуватися для ліквідації негерметичності експлуатаційних колон і створення заколонного фільтра, для ліквідації заколонних газопроявів, міжколонних тисків і міжпластових перетоків в заколонном просторі свердловини. Спосіб ізоляції припливу пластових вод та кріплення привибійної зони пласта включає закачування суміші кремнійвміщуваних речовини з високодисперсним гідрофобним матеріалом. Додатково закачують лужної сток виробництва капролактаму ЩСПК. При цьому в якості кремнійвміщуваних речовини використовують кремнійорганічні маслорастворимие і водорозчинні речовини або кремнийнеорганические речовини при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: кремнійорганічні маслорастворимие і водорозчинні речовини або кремнийнеорганические речовини 44,9-77,0; високодисперсні гідрофобні матеріали 0,1-3,0; лужної сток пропризабойной зони, збільшення нефтевитесняющей здібності закачуваних композицій, які володіють пластичними властивостями на відміну від прототипу, необхідними для більш ефективної ліквідації проблеми пескопроявления, ліквідації негерметичності експлуатаційних колон і створення заколонного фільтра. 6 з.п. ф-ли, 4 табл., 5 пр.

Кислотна композиція для обробки привибійної зони карбонатного колектора

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема для обробки привибійної зони карбонатних колекторів, а також може бути застосовне в бурових розчинах, в розчинах для закінчування свердловин, в рідинах для ремонту свердловин. Технічний результат - вирівнювання профілю прийомистості нагнітальних або припливу видобувних свердловин в неоднорідних по проникності карбонатних пластах, створення нових флюидопроводящих каналів по всій перфорованої товщині пласта, відновлення колекторських властивостей привибійної зони за рахунок її очищення від кольматуючих твердих часток, підвищення термостабільності закачиваемой кислотної композиції. Кислотна композиція для обробки привибійної зони карбонатного колектора містить, мас.%: неорганічну або органічну кислоту, або їх суміші 9,0-24,0; цвиттерионное поверхнево-активна речовина - алкилбетаин 1,0-10,0; гідрофобно-модифікований уретановий полімер 0,05-3,0, воду інше. Кислотна композиція додатково може містити анионное поверхнево-активну речовину в кількості 0,1-3,0 мас.%. 1 з.п. ф-ли, 1 табл., 16 пр., 4 іл.
Up!