Тампонажный состав

 

ТАШОНАЖНЬЙ СОСТАВ Для цементирования высокотемпературных нефтяных и газовых скважин, содержащий вшакопесчаный цемент и облегчающие добавки, отличающийся тем, что, с целью максимального снижёния плотности получаемого из него раствора при сохранении термостойкости и прочности образующегося цементного камня, он в качестве облегчающих добавок «содержит отходы хризотиласбеста и отходы полиэтилена, кроме того, состав дополнительно содержит белую патоку, хромпик и сульфонол при следующем соотношении компонентов , мас.%: Шпак опесчаный 58,34-75,41 цемент Отходы хризотил-асбеста 8-18 Отходы полиэти15-23 лена Белая патока 0,09-0,95 Хромпик 0,03-0,40 0,24-0,54 Сульфонол 00 4 00

,SU, 11384

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

4(51 Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДУПЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И 078Phf3lO

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТОЪСТВУ

8-18

15-23

0,09-0,95

0,03-0,40

0,24-0,54 (21) 3613604/23-03 (22) 04.04..83 (46) 07.02.85. Бюл. В 5 (72) Е.П.Катенев, А.А.Остапенко, Т.Н.Алексеенко и А.И.Бринцев (71) Филиал Северо-Кавказского государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности (53) 622.245.42(088 ° 8) (56) 1. Авторское свидетельство СССР

9 773251, кл. Е 21l В 33/138, 1979.

2. Булатов А.И. Управление физикомеханцческими свойствами тампонажных систем. Н., "Недра", 1976, с.164.

3. Авторское свидетельство СССР

У 610978, кл. Е 2! В 33/138, 1977 (прототип). (54) (57) ТАИПОНАЖНЫИ СОСТАВ для цементирования высокотемпературных нефтяных и газовых скважин, содержащий шлакопесчаный цемент и облегчающие добавки, отличающийся тем, что, с целью максимального сни- . жения плотности получаемого .из него раствора при сохранении термостойкости и прочности образующегося, цемент" ного камня, он в качестве облегчающнх добавок содержит отходы хризотиласбеста и отходы полиэтилена, кроме того, состав дополнительно содержит белую патоку, хромпик и сульфонол при следуюцем соотношении компонентов, мас.X:

Шпакопесчаный цемент 58,34-75,41

Отходы хризо 3 тил-асбеста

Отходы полиэтилена

Белая патока

Хромпик

Сульфонол

1138481 !

Изобретение относится к нефтепромысловому делу, в частности к строительству нефтяных и газовых окна;кин, и может быть использовано при,креп-. лении нысокотемиературных .скважин в. осложненных условиях при наличий поглощающих горизонтов. 1

Известен тампонажный состав, содержащий, мас. : портландцемент 96,599,5! хризотил-асбест 0,3-2,5, дек- 10 стрин 0,2-1,0 Е13.

Однако этот состав применим только при 90-160 С и излишне тяжел (у= о 1,65 г/см ), что затрудняет его использование в поглощающих горизонтах с низким пластовым давлением.

Известны полиолефин-цементные композиции на основе шлакопортландцемента (ШПЦС-120) и полиэтилена f23.

Известные композиции применимы до 160 С и, хотя имеют незначительную плотность (1.25 г/см ) и прочность камня, удовлетворяющую требованиям ТУ, промышленного внедрения не нашли, так как являются седиментаци- 2S онно неустойчивыми. При их затворении полиэтилен всплывает на поверхность и раствор невозможно перемешать до однородного состояния.

Известен тампонажный раствор, со- 30 держащий, мас.Ж: вяжущее 60-90; шлифовальная пыль 10-40.В качестве вяжущего могут быть взяты шлакопесчаные смеси ШПЦС-120 и ШПЦС-200. Зтот тампонажный раствоР пРименим в условиях температур до 3$0 C (33.

Однако известный тампонажный раствор излишне "тяжел". При содержании в тампонажной смеси 60 ШПЦС-200 и

40Х шлифовальной пыли и добавлении к 40 нему 80 воды получают раствор плотностью 1,48 г/см . Применение такого

I раствора может привести к гидроразрыву пластов, поглощению раствора и не" подъему его до проектных отметок.

- 45

Цель изобретения — максимальное снижение плотности получаемого иэ него раствора при сохранении термостойкости и прочности образующегося цемент50 ного камня.

Цель достигается тем, что тампонажный состав, содержащий шлакопес" чаный цемент и облегчающие добавки, содержит в качестве облегчающих доба-55 вок отходы хризотил-асбеста и отходы полиэтилена, кроме того, состав дополнительно содержит белую патоку, хромпнк и сульфонол при следующем сб отношении компонентов, мас.%:

Шпакопесчаный

58,34-75,4 1

Белая патока в сочетании с хромпиком является эффективным замедлителем схватывания и IIQBbm!Beт термостойкость тампонажного состава. Нацемент

Отходы хризотил-асбеста 8-18

Отходы поли- этилена 15-23

Белая патока 0,09-0,95

Хромпик 0,03-0,4 .

Сульфонол 0,24-0,54

Для состава берут шлако-песчаный цемент по ОСТУ 39-017-80. Отходы хризотил-асбеста коротковолокнистого марки К-6-30 по ГОСТУ 12871-80 имеют следующий химический состав, мас.Ж:

Si0g 35-42; MgO 35-39; А120п 1,0-1,5;

Fez0> до 5,5; СаО 1,3-2,1; SO>. 0,20,25; п.п.п. 13-15. По гранулометрическому составу отходы хризотил-асбеста камерного сорта характеризуются содержанием продукта преимущественно крупности менее 1,35 мм, в том числе менее 0,22 мм в количестве 1325 . Объемный вес составляет 220320 г/л, удельная поверхность 10,5 «

ЧО см2 /г. Отходы полиэтилена низкого давления марки 270-76, получаемого газофазным методом по ТУ 6-05-18?0-79, имеют плотность 0,950„96 г/см и т.пл. 140 С.

Белая патока является отходом производства крахмалопаточной промьппленности и представляет собой второй оттек, получаемый при промывке кристаллов глюкозы после ее центрифугиро-. вания..По внешнему виду белая патока — жидкость светло-коричневого цвета со специфическим запахом, хорошо растворяется в воде, не токсична, не взрывоопасна. Плотность 1,21,21 г/см, доброкачественность 8796, содержание сухих веществ 45 ..

По химическому составу белая патока является смесью продуктов гидролиза крахмала, содержит в своем составе глюкозу, олигосахариды и декстрины.

Стоимость 1 т белой патоки 125 руб.

Хромпик выпускается согласно

ГОСТУ 4220-65. Благодаря сочетанию шлакопесчаного цемента с отходами хризотил-асбеста и полиэтилена до-. биться плотности тампонажной, смеси в пределах 1,22-1,35 г/см .

1 138 личие отходов хризотил-асбеста спо- собствует лучшему структурированию системы, повышает седиментацнонную устойчивость и предотвращает всплывание отходов полиэтилена на поверх- 5 ность раствора, что имеет место в полиолефин-цементных композициях.

Отходы полиэтилена позволяют при сравнительно небольшом водоцементном отношении максимально снизить плот- щ ность тампонажной смеси, сохраняя при этом прочностные показатели цементного камня на уровне нредьявляемых к ним требован п . Введение в жидкость затворениь поверхностно-активного вещества сульфонола приводит к снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз и способствует смачиванию полиэтилена.

Пленка из ПАВ препятствует агрега-2О ции частиц полиэтилена,,чисто механически не позволяя им приближаться одна к другой, поэтому они легко распределяются между частицами цемента и асбеста, образуя при этом стабиль- 2 ную систему. Молекулы ПАВ самопроизвольно соединяются в мицеллы, при этом поглощается и удерживается большое количество воды, что сказывается на величине водоотстоя, которьй с увеличением добавки ПАВ уменьшается.

Оптимальная добавка ПАВ выбрана,,исходя иу зависимости величины поверхностного натяжения жидкости затворения и водоотстоя тампонажного раствора от содержания ПАВ в раство 35 ре, и составляет 0,24-0,54 отжидкос ти затворения.

Уменьшение поверхностно-активного .вещества в растворе ниже 0,24Х увели-4О чивает поверхностное натяжение жидкости затворения, что отрицательно .сказывается на стабильности системы,,приводит к увеличению водоотстоя и, как следствие, к усадке образующего- 45 ся. цементного камня.

Увеличение добавки ПАВ более

0,54 существенного влияния на стабильность системы не оказывает, является экономически нецелесообразным SO и имеет отрицательные последствия, :так как вызывает сильное вспенивание, при котором тампонажный раствор трудно закачать в скважину.

Пример 1. Готовят жидкость затворения. Для этого в 300 г воды растворяют 0,3 r белой патоки и

0,96 г ПАВ (сульфонол, ТУ-6-01-10180481 4

78) . В 109 г воды растворяют 0,12 r хромпика. Полученные растворы смешивают. В этот раствор добавляют 39 г отходов хризотил-асбеста и 60 r отходов полиэтилена. Перемешивают до однородного состояния. На полученной жидкости затворяют 199,62 r шлакопесчаного цемента.

Пример 2. Изменяют процентный; состав компонентов в системе при таком же порядке введения их в раствор (воды берется соответственно 300 и

105). Соотношение компонентов, r:

ШПЦС 196,59; отходы хризотнл-асбеста 39:, отходы полиэтилена 60; белая патока 2,7, хромпик 0 72; сульфонол

0,99.

Пример 3. Готовят тампонаж ный состав в промысловых условиях.

В осреднительной емкости, оснащенной мешалкой, приготавливают жидкость затворения, включающую белую патоку, хроыпик, суль4онол, отходы хризотиласбеста и полиэтилена. При отсутствии специальной осреднительной емкости указанную операцию можно выполнить в стационарной емкости, осуществляя перемешивание с помощью цементровочного агрегата. Операция по приготовлению жидкости затворения сводится к следующему. В техническую воду добавляют последовательно расчетное количество белой патоки, сульфонола, хромпика (водный раствор) ° Смесь перемешивают в течение 30 мин. Добавляют отходы асбеста, перемешивают 3040 мин, добавляют отходы полиэтилена, перемешивают 30-40 мин. На полученной жидкости затворяют цемент обычным способом.

Граничный состав для температуры

140 С, содержащий мас. :

ШПЦС-120 58,34

Отходы хривотил-асбеста 18

Отходы полиэтилена . 23

Белая патока 0,09

Хромпик 0,03

Сульфонол 0,54

Такая тампонажная смесь является еще приемлемой, однако требует для затворения большого количества воды, что отрицательно сказывается на прочностных показателях формирующегося камня. При уменьшении содержания

ШПЦС ниже 58,34Х прочность цементного камня уменьшается и становится

1138481

d меньше требуемых значений (1,01,5 ИПа по ТУ 21-1-6-67).

При уменьшении белой патоки и хромпика ниже соответотвенно 0,09 и О,ОЗЖ возможно преждевременное загустевание тампонажного раствора, недоподъем его до проектной высоты, оставление большого цементного стакана в колонне : обсадных труб.. Увеличение отходов хризотил-асбеста и полиэтилена выше 18 и 237. соответст-. венно приводит к загущению раствора, уменьшению его подвижности и прочности образующегося цементного камня.

Оптимальный состав для температуры 140ОC содержащий, мас.Ж:

ШПЦС-120 66, 54

Отходы хриэотил-асбеста 13

Отходы полиэтилена 20

Белая патока О, 1

Хромпик 0,04 Сульфонол 0,32

Оптимальный состав для темпера туры 200 С, содержащий, мас.Ж:

ШПЦС-200 65,53

Отходы хризотил»асбеста 13

Отходы поли этилена 20

Белая патока 0,9

Хромпик 0,24

Сульфонол 0,33

При соотношении компонентов, указанных в оптимальных составах для

140 и 200 С, положительные качества предлагаемого тампонажного состава проявляются наиболее реально, т.е. тампонажный раствор имеет незначительную плотность (1,25 г/см ), что обеспечивает его подъем за колонной на большую высоту, поцвижен и легко прокачивается в затрубном пространстве, прочность камня выше требований ТУ 21-1-6-67, предъявляемых к облегченным тампонажным растворам, а проницаемость не превышает десятых долей миллидарси. Кроме того, такой раствор характеризуется хорошей закупоривающей способностью поглощающих пластов.

Граничный состав для температуры

200 С, содержащий, мас.Ж:

ШПЦС-200 75 41

Отходы хризотил-асбеста 8

Отходы полиэтилена 15

Белая патока 0,95

Хромпик 0,4

Сульфонол 0,24

При таком соотношении компонентов тампонажный состав еще приемлем. Дальнейшее увепичение белой патоки и . .хромпика не оказывает существенного влияния на повышение термостойкости тампонажного сбстава и становится экономически нецелесообразным. Кроме того, уменьшается прочность образующего цементного камня, особенно на ранней стадии его формирования. С уменьшением количества отходов хризотил-асбеста и полиэтилена ниже граничных значений увеличивается седиментация раствора и его плотность.

Такой раствор увеличивает давление на поглощающий пласт, может не закупоривать пласт, а уходить в него.

Разработанный состав имеет меньшую

25 плотность (до 1,22 г/см ), чем известный (1,48 г/смз), что достигается введением облегчающей добавки отходов полиэтилена, плотность которого вдвое меньше плотности шлифовальной пыпи (плотность полиэтилена 0,950,96 г/см, шлифовальной пыли 1,82,5 г/см ). Плотность хризотил-асбеста примерно равна плотности шлифовальной пыпи (2,2-3,2 г/см ), но сочетанием компонентов удается достиг35 нуть поставленной цели и получить термостойкий облегченный тампонажный раствор плотностью 1,22-.1,35 г/см .

При этом прочностные характеристики цементного камня удовлетворяют требованиям ТУ 21-1-6-66, согласно кото- рому прочность цементного камня из облегченного раствора на изгиб должна быть не менее 1,0-1,5 МПа.

Получить тампонажный раствор плотностью 1,22-1,35 г/см, используя известные материалы, возможно только при большом значении водо-.смесевого отношения.

Однако такой раствор не может использоваться для крепления сквахжн, так как прочность образующегося из него камня меньше допустимых значений, предусмотренных ТУ 21-1-6-67, а сам раствор, имея большой водоот55 стой (табл.1), расслаивается, что приводит при остановках в процессе цементирования к выпадению твердой фазы в осадок, к недоподъемам его

1138481

Состав. (содержание компонентов, мас.Х) Водоотстой за час Х

Водосмесевое отношение отность, г/см

Известный

ШПЦС-200 60

ШП 40

1 48. 0,8 l8

1,40

1,0

22 11

Дольше 25 19

t,26.1, 35

1,56

1,30

1,96

1,25

Предлагаемый

ШПЦС 58, 89-75, 65

Отходы хризотил-ас беста 8-18

0,8

1,40

19,5

l ° 35

21,5

Белая патока 0,95

1,30

20,5

1, 15

3,5

1,37

Хромпик 0,03-0,4

1,25

5,5 до проектных отметок, образованию водяных поясов в заколонном пространстве скважины, межпластовым пере-. токам.

Цементный камень, .получаемый иэ 5 шлакопесчаного цемента с добавками отходов хризотнл-асбеста и полиэтилена, белой патоки, хромпика и регулирукицей добавки поверхностно-активного вещества, обладает достаточной проч- 1Р ностью на изгиб и сжатие, соответствунщей требованиям ТУ 21-1-6-67 на облегченные тампонажные растворы, а также имеет низкую проницаемость. . В табл.2 показано влияние добавок Ю асбеста, полиэтилена, белой патоки хромпика и сульфонола на физико-мехаОтходы полиэт. 15-23 1,0

\ нические свойства облегченного тампонажного состава.

Тампонажныи раствор на основе данных компонентов седиментационно устойчив и имеет низкую плотность (1,22-1,35 г/см ). При цементировании таким тампонажным раствором возможность поглощения и гидроразрыва плас та снижается, так как он оказывает меньшее давление на пласт, а радиус кальматации в приствольной зоне у него меньше, что позволяет сохранить коллекторские свойства продуктивных горизонтов, быстрее вводить скважины в эксплуатацию, а также больше отбирать нефти из пласта.

Таблица 1

Свойства раствора

Растекаемость, см

1138481!

0О ОЪ О м» гЪ к сч сч о л л л

С Ъ О О О л л л ГЪ С Ъ СЧ

О ГЪ л л

СЧ С 4

К) % л л

СЧ СЧ

О1 СЧ л л сч

С Ъ С Ъ 0 л л л гЪ сЧ СЧ (ГЪ Я1 «71 е л л

СЧ СЧ СЧ

О1 оф л л

СЧ о о о

СЧ 0Ъ И ! !

ОЪ сЪ о о ссЪ О О ! !

СЧ Ch an

an o

СГЪ ! а С Ъ о о о о! !

СГ) 0 .Ф

f о о ъ о о

С > -- Ь СЧ ! !

l С.) C4 е- 04 04 !

an an о о о

С Ъ С Ъ СГЪ о о о оЪ Л an л а an

С Ъ С Ъ С 1

О О О О О о о о

С4 С 4 СЧ о о о

-Ф. о о о о о

СЧ СЧ ъ о е е Г\,О О\

an оЪ- и О О е л е A л

И Л ОЪ СГЪ

О ГЪ О л л е л

СЧ о сч

СЧ т» а» ссъ сч сч an сч г- Гъ Гъ Гъ ссъ Гъ

СЧ СГЪ < СЧ СЧ СЧ СЧ С 3 СЧ СЧ

ССЪ СГЪ

Yl СЧ СЧ л л е л, л л л л л л

% е Ч е Ю % е л л

° е (ГЪ afl СГ\ СГЪ л л л е

ch o — e4 сч cn o

СЧ СЧ е- е- СЧ СЧ С 4 СЧ СЧ CV СЧ л е ф

Ю 4l оса

СГЪ Л ГЪ. а г- съ л о е л л е л л о л о л г

С Ъ С Ъ л ъ Ъ л

Се) ГЪ

СЧ СЧ С Ъ С"Ъ С Ъ 1

С Ъ О ГЪ С Ъ ГЪ СЧ л л е р е л л

О О О О О О

CV СЧ O С 4 а сЪ л ° \ л л о о о о

С СЧ

С Ъ м л л о о

С Ъ СГЪ

О сч сч an O л е л л л е о о о о о,o ь

0Г 3 с Ъ г4 о о о о о о о е л л л е .л л о о о о о о о

0Са СГЪ ССЪ

О an 0I Оъ Оъ с Ъ е ° л л л л л

О О О О О О

0h О о - о л л л е е л е о о о о о о о О гъ О О О О О О . ю О О ! ОЪ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ! 5 Ф

Е О

РОИ0! о о С Ъ СО е С Ъ РЪ ГЪ Р Ъ С Ъ . С Ъ Се)

СГЪ СЧ е е СЧ е — а — е е е ф ° е

С 4 - СЧ СГ с - .ф л л л л л

ГЪ а -0. О О л О О О с"Ъ

Ц\ afl е

СГЪ О О

° Ф е- О

ГЪ О . ГЪ е л: л

СЧ О О

О О

tfl С Ъ л е О СО О СГЪ О О ф ф

t е л

О Ch O

О л СО

Д е

& E»

U о о ж

СЧ! ! ! ! e ! Ж е

)! ф О О !!

О ГЪ О ! !

anal an cn

СГЪ СГЪ

С Ъ СГ) С Ъ о о о

Ф Ф

О О О О О О О ГЪ О осъ О сч cn o ! ! ! ! (Ъ е е- е- СЧ С"1 СГ1 Сп сч

1138481

Ь СЧ л а а а а

-з О О л а

СЧ CV

ИЪ ф ф РЪ л а л

N СЧ СЧ

Ch Ch Ch CO л а л л

СЧ СЧ CV СЧ

Е Е сСЪ О Ю Е Ю

Ю Ъ Ю Ю

I I 1 I I

С Ъ С Ъ СЧ С Ъ С Ъ С Ъ

О О О О О О О .Ю Ю 7 7 7 С Ъ

СЧ СЧ СЧ СЧ CV СЧ СЧ

О О О

МЪ СЪ Ф

О О О

Сг

О О О

МЪ МЪ с/Ъ

О О

О О

CV . СЧ

О

О

СЧ

О

Ю Ф л л л 0 Ф Ф

Ф С"Ъ а а

Vl 0Ъ

1/Ъ а О мЪ МЪ МЪ

СЧ CV СЧ

ССЪ Ф

СЧ CV

ССЪ

СЧ

Ю Ю а а

О а СЧ О

CV СЧ CV N

С Ъ 61 H С Ъ С Ъ

С в 1 с

С Ъ С Ъ л а а; л а

° °

Ф Ъ СЧ а л

О О

ССЪ СЧ л л

О О О СЧ СЧ СЧ СЧ л л а а л а л

О О О О О О О

СЬ Ch ОЪ Ch л л а

О О О D D О О

О О О О О О О

СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ 3 СЧ

СЧ С"Ъ а а

О О

СЧ

СО СО а а О О сО, О

СЧ

CV а сО О

СЧ

5ГЪ а О О СЪ Ю а ° 1

° CV С Ъ

СЧ CV CV

С Ъ

С Ъ а

С Ъ СЧ

С 3 л а

МЪ

1О . О

Тампонажный состав Тампонажный состав Тампонажный состав Тампонажный состав Тампонажный состав Тампонажный состав Тампонажный состав 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента

Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагревательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к составам для блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин
Наверх