Способ цементирования скважин, пробуренных на буровом растворе на углеводородной основе Российский патент 2025 года по МПК E21B33/138 C09K8/467 

Изобретение относится к строительству скважин, в частности к способам цементирования скважин, пробуренных на буровом растворе на углеводородной основе.

В связи с необходимостью сокращать время на строительство скважин активно применяются буровые растворы на углеводородной основе (далее - РУО). Высокая ингибирующая способность РУО и низкая фильтратоотдача позволяют предупреждать осыпания и набухание неустойчивых глин.

При этом РУО являются вязкими, маслянистыми и гидрофобными жидкостями, поэтому в процессе цементирования эффективно вытеснить РУО и удалить масляную пленку со стенок скважины и обсадных труб известными буферными жидкостями удается не всегда. Также из-за эксцентричного расположения колонны обсадных труб при цементировании возникают зоны не вытесненного РУО тампонажным раствором, которые в последующем являются потенциальной зоной возникновения каналов заколонного перетоков пластовых вод и не получения плановой продукции. Одним из решений данной проблемы является использование при цементировании специальных тампонажных составов.

Известен способ для сохранения разобщения пластов в подземной скважине, в которой ствол скважины пересекает один или большее число пластов, содержащих углеводороды (патент RU №2539054, МПК С09К 8/467, опубл. 10.01.2015), самовосстанавливающимся цементом. Способ заключается в применении специализированных составов на основе портландцемента тампонажного и самовосстанавливающей добавки на основе стирол-бутадиен-стирола (СБС) и стирол-изопрен-стирола (СИС). Также в составе присутствуют следующие компоненты: вода пресная, оксид кремния, облегчающая добавка (бутадиен-акрилонитрильный сополимер), диспергатор (полимеламинсульфонат), антивспениватель (полипропиленгликоль), добавка для седиментационной устойчивости смеси (10% полисахаридный биополимер) и замедлитель схватывания (лигносульфонат кальция). При образовании трещин в цементном камне и фильтрации через них углеводородов (нефть, газ, газовый конденсат) происходит набухание частиц СБС и СИС, благодаря чему трещина залечивается.

Недостатком данного состава является многокомпонентность (10 компонентов), залечивание трещин малого размера и низкая прочность на сжатие цементного камня (9 МПа через 48 часов).

Наиболее близким является способ цементирования с помощью самовосстанавливающегося тампонажного материала (патент RU №2756993, МПК С09К 8/467, C04B 28/04, E21B 33/138, опубл. 08.10.2021), включающий спуск в скважину колонны обсадных труб, промывку буровым раствором, закачку буферной жидкости и самовосстанавливающегося тампонажного состава, его продавку и размещение в затрубном пространстве продавочной жидкостью в необходимом интервале, причем самовосстанавливающийся тампонажный состав состоит из следующих компонентов, мас. %: портландцемент тампонажный (97-99%), набухающая резина (1-3%) и гидрофобизатор С₁₂-С₁₄ (алкилтриметиламмоний хлорид - АЛКАПАВ 1214) (0,05-0,5%). При реализации цементирования по данному способу набухающая резина обрабатывается при помощи дезинтегратора гидрофобизатором с целью предотвращения набухания резины в процессе затворения смеси и закачивания тампонажного раствора в скважину. После затвердевания цемента и возникновения в нем трещин и каналов при фильтрации через трещины воды или других флюидов происходит набухание резины, вследствие чего происходит перекрытие канала. Для подтверждения эффекта самовосстановления данный состав заливают в образец цилиндрической формы на 48 часов, после этого в образце создаются искусственные каналы диаметром от 0,2 мм до 0,5 мм. После этого через образец фильтруют воду, по химическому составу аналогичную пластовой воде и замеряют изменение проницаемости образца.

Недостатками данного способа являются необходимость дезинтегративной обработки набухающей резины, при недостаточной обработке или неравномерном распределении гидрофобизатора может произойти преждевременное загустевание тампонажного раствора, что может привести к получению преждевременного давления «стоп» и, как следствие, аварии. Так же недостатком является залечивание каналов небольшого диаметра.

Техническим результатом является повышение герметичности заколонного пространства скважин, пробуренных на буровых растворах на углеводородной основе, за счет сокращения времени перекрытия каналов незамещенного бурового раствора и самовосстановления затвердевшего тампонажного состава при его контакте с углеводородной составляющей в буровом растворе.

Технический результат достигается способом цементирования скважин, пробуренных на буровом растворе на углеводородной основе, включающим спуск в скважину колонны обсадных труб, их промывку буровым раствором на углеводородной основе, закачку буферной жидкости, самовосстанавливающегося тампонажного состава, его продавку и размещение в затрубном пространстве продавочной жидкостью в необходимом интервале.

Новым является то, что после спуска колонны обсадных труб и промывки их буровым раствором на углеводородной основе в процессе цементирования в скважину закачивают буферную жидкость, в качестве которой применяют дизельное топливо, а в качестве самовосстанавливающегося тампонажного состава используют состав, состоящий из портландцемента тампонажного бездобавочного повышенной сульфатостойкости, самовосстанавливающейся добавки на основе термоэластопласта бутадиен-стирольного разветвленной структуры, понизителя фильтрации Floss 500, пластификатора DPC, ускорителя сроков схватывания кальция хлористого и воды технической в массовом соотношении 8:(0,96-1,2):(0,016-0,024):(0,032-0,04):(0,24-0,32):(3,94-4,05) соответственно.

Для осуществления способа применяют:

Буровой раствор на углеводородной основе, соответствующий требованиям ГОСТ 33697-2015;

Дизельное топливо по ГОСТ 305-2013;

Портландцемент тампонажный бездобавочный повышенной сульфатостойкости (ПЦТ-I-G-СС-1) по ГОСТ 1581-2019;

Термоэластопласт бутадиен-стирольный разветвленной структуры по ТУ 2294-019-00148889-2013 в качестве самовосстанавливающей добавки;

Понизитель фильтрации Floss 500 по ТУ 2458-139-68836796-2015;

Пластификатор DPC по ТУ 2458-072-68836796-2013;

Ускоритель сроков схватывания - кальций хлористый по ТУ 2152-069-00206457-2003 с изм. 1;

Вода техническая плотностью 1,0-1,05 г/см³.

Способ цементирования скважин, пробуренных на буровом растворе на углеводородной основе (РУО), осуществляют следующим образом.

По способу осуществляют спуск в скважину колонны обсадных труб, промывку их буровым раствором на углеводородной основе. После промывки в процессе цементирования в скважину закачивают последовательно буферную жидкость и самовосстанавливающийся тампонажный состав, продавливают его продавочной жидкостью до получения сигнала об окончании цементирования «СТОП».

В качестве буферной жидкости используют дизельное топливо. Дизельное топливо является углеводородным растворителем, применение которого позволяет деструктурировать углеводородные связи в РУО, разжижать РУО и эффективно удалять РУО со стенок обсадной колонны и горной породы. Так же дизельное топливо является дополнительным катализатором реакции набухания и самовосстановления для тампонажного состава. После закачки дизельного топлива в скважину закачивают самовосстанавливающийся тампонажный состав.

В качестве самовосстанавливающегося тампонажного состава применяют самовосстанавливающийся тампонажный состав, состоящий из:

- портландцемента тампонажного бездобавочного повышенной сульфатостойкости (ПЦТ-I-G-СС-1) (далее - портландцемент);

- самовосстанавливающей добавки на основе термоэластопласта бутадиен-стирольного разветвленной структуры (далее - ТБСРС);

- понизителя фильтрации Floss 500;

- пластификатора DPC;

- ускорителя сроков схватывания - кальция хлористого (CaCl₂);

- воды технической в массовом соотношении 8:(0,96-1,2):(0,016-0,024):(0,032-0,04):(0,24-0,32):(3,94-4,05) соответственно.

В качестве продавочной жидкости закачивают расчетный объем воды технической плотностью от 1,0 г/см³ до 1,05 г/см³.

Благодаря такой совокупности операций, их последовательности и определенной рецептуре используемого самовосстанавливающегося тампонажного состава обеспечивается максимально плотный контакт на границе: цементный камень-обсадная колонна и цементный камень-горная порода, за счет взаимодействия частиц ТБСРС с не вытесненными остатками РУО и дизельного топлива происходит повышение герметичности заколонного пространства скважин (увеличение объема цементного камня) за счет образования гелеобразно-твердого вещества и перекрытия каналов, возникших в контактных зонах цементный камень-фильтрационная корка или в участках незамещенного РУО.

Способность самовосстанавливающегося тампонажного состава перекрывать каналы оценивается по следующим методикам.

1. Тампонажный состав затворяют в лаборатории и заливают в формы-балочки размером 40×40×160 мм, помещают в камеру влажного хранения (давление - 1 атм, температура - 22±2°С, влажность - 100%) на 24 часа для твердения. После этого балочки извлекают из форм и на 24 часа помещают в воду для формирования камня. После этого балочки извлекают и в каждой балочке высверливают на равноудаленном друг от друга расстоянии 3 сквозных отверстия диаметром 3, 5 и 7 мм и глубиной 40 мм каждое. Далее балочки помещают в РУО так, чтобы РУО полностью находился в высверленных отверстиях с избытком без создания циркуляции. После этого каждые 12 часов производят замер восстановления камня в отверстиях следующим образом: в отверстие помещают иглу диаметром 0,8 мм, к игле прилагают усилие 2 Ньютона (металлическая пластина весом в 0,2 кг, с созданием нагрузки под собственным весом). Фиксируют глубину проникновения иглы в отверстие. При погружении иглы менее чем на 5 мм цементный камень в отверстие считают восстановленным и фиксируют время, прошедшее от погружения балочки в РУО до последнего замера.

2. Тампонажный состав затворяют в лаборатории и заливают в формы кубики размером 50×50×50 мм, помещают в камеру влажного хранения (давление - 1 атм, температура - 22±2°С, влажность - 100%) на 24 часа для твердения. После этого кубики извлекают из форм и на 24 часа помещают в воду до формирования камня. После этого кубики извлекают и делают с одной стороны кубика крестообразный пропил по диагоналям с глубиной пропиливания 25 мм, ширина пропиливания - 2 мм. После этого в полученные пропилы заливают РУО с избытком без создания циркуляции. После этого каждые 12 часов производится замер восстановления камня в пропилах следующим образом: в каждый пропил в трех местах (на каждом углу и по центру кубика, две диагонали, итого 6 замеров) устанавливают металлическую линейку перпендикулярно поверхности кубика с созданием нагрузки в 5 Ньютон (вес линейки 50 грамм + металлическая пластина весом в 450 грамм). Фиксируют глубину проникновения линейки. При погружении линейки (среднеарифметическое по 6 замерам) менее чем на 5 мм камень в пропиле считают восстановленным. Фиксируют время, прошедшее от наливания РУО в пропилы до окончания восстановления камня.

Для проведения испытаний используют буровой раствор на углеводородной основе, свойства которого представлены в таблице 1. В таблице 2 представлены испытываемые составы. В таблице 3 представлены результаты лабораторных испытаний самовосстанавливающегося тампонажного состава. В таблице 4 представлены результаты испытаний по способности к перекрытию каналов в цементном камне разработанных составов и состава, представленного в наиболее близком аналоге.

Таблица 1 - Свойства РУО

№ Параметры раствора Значения 1 Плотность, кг/м³ 1315 2 Электростабильность 300 3 Пластическая вязкость, мПа·с 30,7 4 ДНС, дПа 87 5 СНС_10/10, дПа 27/29 6 Содержание карбоната кальция, кг/м³ 622,2 7 Содержание углеводородов, % 52 8 Содержание воды, % 28 9 Отношение углеводород/вода, % 65/35

Таблица 2 - Испытываемые составы

№ состава Массовое количество вещества, мас. ч. Портландцемент ТБСРС Floss 500 DPC CaCl₂ Вода техническая 1 8 0,96 0,016 0,032 0,24 3,94 2 8 1,06 0,018 0,034 0,26 3,96 3 8 1,12 0,02 0,036 0,28 4 4 8 1,2 0,024 0,04 0,32 4,05

Таблица 3 - Свойства испытываемых составов

№ состава Плотность, кг/м³ Растекаемость, мм Консистенция, атм усл. Сроки схватывания, атм усл. Консистенция, P - 30 МПа, T - 30°С Предел прочности на изгиб/сжатие, МПа Предел прочности на растяжение (по бразильскому методу), МПа 1 1600 205 180 мин - 30 Вс Начало: 585 мин
Конец: 705 мин 30 Вс - 30 мин
70 Вс - 145 мин
100 Вс - 200 мин 4,5/19,6 3,9 2 1575 220 220 мин - 30 Вс Начало: 585 мин
Конец: 705 мин 30 Вс - 35 мин
70 Вс - 120 мин
100 Вс - 165 мин 5,4/22,8 4,4 3 1545 235 265 мин - 30 Вс Начало: 545 мин
Конец: 625 мин 30 Вс - 45 мин
70 Вс - 130 мин
100 Вс - 155 мин 5,5/23,3 5,2 4 1520 240 200 мин - 30 Вс Начало: 485 мин
Конец: 525 мин 30 Вс - 30 мин
70 Вс - 120 мин
100 Вс - 150 мин 5,75/24,5 5,4

Таблица 4 - Результаты испытаний по способности к перекрытию каналов в цементном камне

№ состава Перекрытие канала по методу №1, час Перекрытие канала по методу №2, час 3 мм 4 мм 5 мм 1 72 84 132 168 2 60 72 108 132 3 60 72 96 108 4 48 60 84 72 Наиболее близкий аналог 120 144 336 756

Как видно из таблицы 3, все четыре испытываемых состава по предлагаемому способу соответствуют требованиям по подвижности (показатель растекаемости и консистенции) и прочностным характеристикам (предел прочности на изгиб/сжатие и растяжение) и не уступают базовым портландцементам, требования к которым представлены в ГОСТ 1581-2019, что говорит о безопасной, с технологической точки зрения, применимости разработанных самовосстанавливающихся составов.

Из таблицы 4 видно, что у состава №4 наиболее высокая способность самовосстанавливающегося тампонажного состава перекрывать каналы, т.к. перекрытие каналов в цементном камне происходит в самые короткие сроки (48 час при 3 мм, 60 час при 4 мм, 84 час при 5 мм). При этом составы №№1-3, также способны перекрывать каналы (выполняют задачу по восстановлению каналов и пропилов), что оценивается по двум методикам. Состав по наиболее близкому аналогу имеет максимальное значение перекрытия каналов, т.е. восстанавливает отверстия и пропилы гораздо медленнее, чем составы по предлагаемому способу, что говорит о меньшей эффективности данного состава по перекрытию каналов с РУО. Можно сделать вывод, что при применении состава №4, после завершения работ по цементированию необходимо минимум 84 часа для протекания реакции самовосстановления и перекрытия каналов и полостей, возникших в результате неполного вытеснения РУО. В результате протекания реакции самовосстановления перекрываются каналы, заполненные РУО, восстанавливается герметичность заколонного пространства скважины в более короткие сроки по сравнению с наиболее близким аналогом. Благодаря этому сокращается время перекрытия каналов и минимизируется риск возникновения заколонной циркуляции.

Самовосстанавливающийся тампонажный состав, получаемый предлагаемым способом, приготавливают следующим образом.

На складе сухих сыпучих материалов (силосах) путем нагнетания воздуха компрессором в портландцемент подают в сухом виде ТБСРС необходимой массы. Затем путем перетаривания из емкости в емкость, происходит равномерное распределение ТБСРС в объеме портландцемента. Далее полученную сухую смесь перетаривают в цементовоз для доставки состава на буровую площадку. На буровой площадке, при необходимости, тампонажный состав перетаривается в цементосмесительную машину. В емкость цементировочного агрегата набирается расчетное количество воды технической для затворения. В воду техническую последовательно вводят кальций хлористый, пластификатор DPC и понизитель фильтрации Floss 500 расчетной массы и перемешивают их в цементировочном агрегате до полного растворения. Используемое в качестве буферной жидкости дизельное топливо перекачивают в цементировочный агрегат непосредственно перед началом работ. В процессе цементирования после закачки объема буферной жидкости (дизельного топлива) в скважину производят затворение смеси портландцемента и ТБСРС с водой технической и растворенными в ней хлористым кальцием, пластификатором DPC и понизителем водоотдачи Floss 500 при помощи цементировочного агрегата и цементосмесительной машиной, и готовую смесь отправляют в скважину.

Примеры практического применения

1. После бурения интервала в 1000 м долотом диаметром 146 мм и спуска в скважину колонны обсадных труб наружным диаметром 102 мм с толщиной стенки 6,5 мм, скважина заполнена буровым раствором на углеводородной основе (плотность - 1300 кг/м³, отношение углеводородной фазе к водной фазе - 65/35) в объеме - 12,08 м³. Произвели промывку скважины в 2 цикла, что соответствует закачке в скважину бурового раствора объемом 24,16 м³. После этого в скважину закачали 3 м³ дизельного топлива в качестве буферной жидкости. Далее в скважину закачали 8,17 м³ тампонажного состава, состоящего из портландцемента, самовосстанавливающей добавки ТБСРС, понизителя фильтрации Floss 500, пластификатора DPC, ускорителя сроков схватывания кальция хлористого и воды технической в массовом соотношении 8:0,96:0,016:0,032:0,24:3,94 соответственно. Для приготовления 8,17 м³ тампонажного состава использовали 9800 кг портландцемента, 1176 кг ТБСРС, 19,6 кг понизителя фильтрации Floss 500, 39,2 кг пластификатора DPC, 294 кг ускорителя сроков схватывания хлористого кальция и 4,826 м³ воды технической. После этого закачали продавочную жидкость в объеме 6,21 м³, состоящую из воды технической для вытеснения буферной жидкостей из затрубного пространства и размещения тампонажного состава в затрубном пространстве.

В результате применения данного способа и самовосстанавливающегося состава достигается герментичность заколонного пространства.

2. После бурения интервала в 2000 м долотом диаметром 146 мм и спуска в скважину колонны обсадных труб наружным диаметром 114 мм с толщиной стенки 6 мм, скважина заполнена буровым раствором на углеводородной основе (плотность - 1300 кг/м³, отношение углеводородной фазе к водной фазе - 65/35) в объеме - 29,39 м³. Произвели промывку скважины в 2 цикла, что соответствует закачке в скважину бурового раствора объемом 58,78 м³. После этого в скважину закачали 4 м³ дизельного топлива в качестве буферной жидкости. Далее в скважину закачали 13,06 м³ тампонажного состава, состоящего из портландцемента, самовосстанавливающей добавки ТБСРС, понизителя фильтрации Floss 500, пластификатора DPC, ускорителя сроков схватывания кальция хлористого и воды технической в массовом соотношении 8:1,06:0,018:0,034:0,26:3,96 соответственно. Для приготовления 13,06 м³ тампонажного состава использовали 15000 кг портландцемента, 1987,5 кг ТБСРС, 33,75 кг понизителя фильтрации Floss 500, 63,75 кг пластификатора DPC, 487,5 кг ускорителя сроков схватывания хлористого кальция, 7,425 м³ воды технической. После этого закачали продавочную жидкость в объеме 16,33 м³, состоящую из воды технической для вытеснения буферной жидкостей из затрубного пространства и размещения тампонажного состава в затрубном пространстве.

В результате применения данного способа и самовосстанавливающегося состава достигается герментичность заколонного пространства.

3. После бурения интервала в 2500 м долотом диаметром 215 мм и спуска в скважину колонны обсадных труб наружным диаметром 178 мм с толщиной стенки 8 мм, скважина заполнена буровым раствором на углеводородной основе (плотность - 1300 кг/м³, отношение углеводородной фазе к водной фазе - 65/35) в объеме - 80,05 м³. Произвели промывку скважины в 2 цикла, что соответствует закачке в скважину бурового раствора объемом 160,1 м³. После этого в скважину закачали 5 м³ дизельного топлива в качестве буферной жидкости. Далее в скважину закачали 28,55 м³ тампонажного состава, состоящего из портландцемента, самовосстанавливающей добавки ТБСРС, понизителя фильтрации Floss 500, пластификатора DPC, ускорителя сроков схватывания кальция хлористого и воды технической в массовом соотношении 8:1,12:0,02:0,036:0,28:4 соответственно. Для приготовления 28,55 м³ тампонажного состава использовали 33800 кг портландцемента, 4732 кг самовосстанавливающей добавки ТБСРС, 84,5 кг понизителя фильтрации Floss 500, 152,1 кг пластификатора DPC, 1183 кг ускорителя сроков схватывания хлористого кальция, 16,9 м³ воды технической. После этого закачали продавочную жидкость в объеме 51,52 м³, состоящую из воды технической для вытеснения буферной жидкостей из затрубного пространства и размещения тампонажного состава в затрубном пространстве.

В результате применения данного способа и самовосстанавливающегося состава достигается герментичность заколонного пространства.

4. После бурения интервала в 2000 м долотом диаметром 215 мм и спуска в скважину колонны обсадных труб наружным диаметром 178 мм с толщиной стенки 8 мм, скважина заполнена буровым раствором на углеводородной основе (плотность - 1300 кг/м³, отношение углеводородной фазе к водной фазе - 65/35) в объеме - 64,07 м³. Произвели промывку скважины в 2 цикла, что соответствует закачке в скважину бурового раствора объемом 128,14 м³. После этого в скважину закачали 5 м³ дизельного топлива в качестве буферной жидкости. Далее в скважину закачали 22,84 м³ тампонажного состава, состоящего из портландцемента, самовосстанавливающей добавки ТБСРС, понизителя фильтрации Floss 500, пластификатора DPC, ускорителя сроков схватывания кальция хлористого и воды технической в массовом соотношении 8:1,2:0,024:0,04:0,32:4,05 соответственно. Для приготовления 22,84 м³ тампонажного состава использовали 26480 кг портландцемента, 3972 кг самовосстанавливающей добавки ТБСРС, 79,44 кг понизителя фильтрации Floss 500, 132,4 кг пластификатора DPC, 1059,2 кг ускорителя сроков схватывания хлористого кальция, 13,4 м³ воды технической. После этого закачали продавочную жидкость в объеме 41,22 м³, состоящую из воды технической для вытеснения буферной жидкостей из затрубного пространства и размещения тампонажного состава в затрубном пространстве.

В результате применения данного способа перекрытие каналов незамещенного бурового раствора происходит в короткие сроки, что ведет к повышению герметичности заколонного пространства скважин, пробуренных на буровых растворах на углеводородной основе.

Изобретение относится к строительству скважин. Технический результат - повышение герметичности заколонного пространства скважин, пробуренных на буровых растворах на углеводородной основе, за счет сокращения времени перекрытия каналов незамещенного бурового раствора и самовосстановления затвердевшего тампонажного состава при его контакте с углеводородной составляющей в буровом растворе. Способ цементирования скважин, пробуренных на буровом растворе на углеводородной основе, включает спуск в скважину колонны обсадных труб, их промывку буровым раствором на углеводородной основе, затем закачку буферной жидкости - дизельного топлива, затем закачку самовосстанавливающегося тампонажного состава, его продавку и размещение в затрубном пространстве продавочной жидкостью в необходимом интервале. В качестве самовосстанавливающегося тампонажного состава используют состав, состоящий из портландцемента тампонажного бездобавочного повышенной сульфатостойкости, самовосстанавливающейся добавки на основе термоэластопласта бутадиен-стирольного разветвленной структуры, понизителя фильтрации Floss 500, пластификатора DPC, ускорителя сроков схватывания - кальция хлористого и воды технической в массовом соотношении 8:(0,96-1,2):(0,016-0,024):(0,032-0,04):(0,24-0,32):(3,94-4,05) соответственно. 4 табл.

Способ цементирования скважин, пробуренных на буровом растворе на углеводородной основе, включающий спуск в скважину колонны обсадных труб, их промывку буровым раствором на углеводородной основе, закачку буферной жидкости, самовосстанавливающегося тампонажного состава, его продавку и размещение в затрубном пространстве продавочной жидкостью в необходимом интервале, отличающийся тем, что после спуска колонны обсадных труб и промывки их буровым раствором на углеводородной основе в процессе цементирования в скважину закачивают буферную жидкость, в качестве которой применяют дизельное топливо, а в качестве самовосстанавливающегося тампонажного состава используют состав, состоящий из портландцемента тампонажного бездобавочного повышенной сульфатостойкости, самовосстанавливающейся добавки на основе термоэластопласта бутадиен-стирольного разветвленной структуры, понизителя фильтрации Floss 500, пластификатора DPC, ускорителя сроков схватывания - кальция хлористого и воды технической в массовом соотношении 8:(0,96-1,2):(0,016-0,024):(0,032-0,04):(0,24-0,32):(3,94-4,05) соответственно.