Тампонажный раствор и способ его приготовления

 

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовьпс скважин и предназначено для их крепления и ремонта. Цель изобретения - увеличение времени загустевания тампонажного раствора при температуре до 80 С при сохранении низких значений показателя ; доотдачи. Тампонажный раствор содержит ингредиенты при их следующем соотношении,мае.%: цемент 65,32-66,44, метилцеллюлоза 0,07-0,65, аминоформальдегидная смола 0,07-0,65, антивспениватель 0,03- 0,25, кислотный реагент 0,20-0,70, вода остальное. Для приготовления раствора предварительно получают подкисленный водный раствор с рН 3-5 путем введения кислотного реагента в воду. Затем в подкисленную воду вводят аминоформальдегидную смолу, метилцеллюлозу и антивспениватель и перемешивают до полного растворения ингредиентов. В полученный раствор вводят цемент и перемешивают до получения однородной массы. В качестве кислотного реагента используют сильные неорганические кислоты или соль слабого основания и сильной кислоты, а в качестве антивспенивателя - триксан. Большее и меньшее, чем оптималь мое, содержание смолы и солей приво- 2 дит к изменению времени загустевания и схватывания раствора. 2 с.п. ф-лы, 2 табл. с (Л (jO

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЩЕЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (51)4 Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3940867/22-03 (22) 17.06.85 (46) 30,05.87. Бюл. ¹ 20 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (72) В.Е.Ахрименко, О,П.Гень, О.P.Êàìàëoâ, А.К.Куксов,Е.М.Левин и А.А.Захаров (53) 622.245.42(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР № 578434, кл. E 21 В 33/138, 1977.

Авторское свидетельство СССР № 675169, кл. Е 21 В 33/138, 1978. (54) ТА1П1ОНАЖНЬЙ РАСТВОР И СПОСОБ

ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ (57) Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и предназначено для их крепления и ремонта. Цель изобретения — увеличение времени загустевания тампонажного раствора при температуре до

80 С при сохранении низких значений показателя рдоотдачи. Тампонажный раствор содержит ингредиенты при

„„SU„„1314013 А 1 их следующем соотношении,мас.7: це— мент 65,32-66,44, метилцеллюлоза

0,07-0,65, аминоформальдегидная смола O,С7-0,65, антивспениватель 0,030,25, кислотный реагент 0,20-0,70, вода остальное. Для приготовления раствора предварительно получают подкисленный водный раствор с рН 3-5 путем введения кислотного реагента в воду. Затем в подкйсленную воду вводят аминоформальдегидную смолу, метилцеллюлозу и антивспениватель и перемешивают до полного растворения ингредиентов. В полученный раствор вводят цемент и перемешивают до получения однородной массы. В качестве кислотного реагента используют силь- 3 ные неорганические кислоты или соль слабого основания и сильной кислоты, %УФ а в качестве антивспенивателя — трик- С сан. Большее и меньшее, чем оптималь ное, содержание смолы и солей приводит к изменению времени загустевания и схватывания раствора. 2 с.п, 4е ф-лы, 2 табл. ©4

1 13

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к их креплению и ремонту.

Цель изобретения — увеличение времени загустевания тампонажного pac гвора при температуре до 80 С при сохранении низких значений показателя водоотдачи.

Тампонажный раствор„ включающий цемент, метилцеллюлозу„ аминоформальдегидную смолу, кислотный реагент, рнтивспениватель и воду, имеет время загустевания при 80 С от 1,0 ч до

1 ч 30 мин.

Тампонажный раствор приготавливают следующим образом.

Предварительно получают подкисленный водный раствор с рН 3-5 путем введения кислотного реагента в воду.

Затем в подкисленную воду вводят аминоформальдегидную смолу, метилцеллюлоэу и антивспениватель и перемешивают до полного растворения компонентов.

В качестве кислотного реагента используют сильные неорганические кислоты, например соляную, азотную,, серную кислоты или соль слабого основания и сильной кислоты, например

KAl(SOq) г, NaA1(SO3)q > A1013 СгС1з и др.

В качестве антивспенивателя используют триксан, MAC-?00, БА и др.

В табл. 1 приведены состав тампонажньгх растворов и их технологические параметры, в табл. 2 — данные, подтверждающие преимущества предлагаемого способа приготовления тампонажных растворов.

Время загустевания тампонажных растворов определяли на. приборе КЦ-5 при 75ОС, растекаемость измеряли конусом АЗНИИ, прочность камня при изгибе образцов определяли с помощью разрывной машины после твердения в течение 24 ч при 75 С.

Пример (опыт 1 в табл. 1).

Приготовили тампонажный раствор. В

100 мл воды добавили 0 6 г соли

KA1(SOq)q, растворили ее при перемешивании. Проверили величину рН потен— циометром (pH-метром). Затем в кислый раствор ввели 0,1 г антивспенивателя триксан, метилцеллюлозу (0,2 r) а после ее растворения — аминоформальдегидную смолу MC-P-100-С (0,2 г), Перемешивали до полного растворения компонентов. В полученный раствор ввели 200 г цемента, тщательно пе14013 ремешали до получения однородного раствора.

При замене соли КА1(80„) на указанные другие кислые реагенты получали совпадающие результаты.

Иэ табличных данных видно, что наилучшие показатели достигаются при соотношении компонентов, приведенных в опытах 1-3 табл. 1 °

10 Большее и меньшее, чем оптимальное„ содержание аминоформальдегидной смолы и солей приводит к изменению времени загустевания и схватывания тампонажного раствора.

15 Дополнительный технический эффект от использования изобретения заключается в расширении номенклатуры термостойких показателей водоотдачи тампонажных растворов, возможности бесперебойного получения их составных компонентов буровыми предприятиями, возможности организации заводского производства нового реагента в виде компаунда„ исключающего необ25 ходимость доставки на скважины каждого его компонента.

Ф о р м у л а и э о б р е т е н и я

Тампонажный раствор, включаю—

30 щий цемент, метилцеллюлозу, антивспениватель и воду, о т л и ч а юшийся тем, что,, с целью увеличения времени загустевания тампонажного раствора при температуре до

80 С при сохранении низких значений показателя водоотдачи, он дополнительно содержит аминоформальдегидную смолу и кислотный реагент при следувшем соотношении ингредиентов, 40 ма с . 7.:

Цемент 65,32-66,44

Метилцеплюлоэа 0,07-0,65

Аминоформальдегидная смола 0,07-0,65

Антивспенива тель 0 03 0 25

Кислотный реагент 0,20-0,70

Вода Остальное

2. Способ приготовления тампонажного раствора, включающий растворение метилцеллюлозы и антивспенивателя в воде и затворение цемента полученным раствором, о т л и ч а ю шийся тем, что перед растворением метилцеллюлозы и антивспенивателя в воду вводят кислотный реагент, до рН 3 — 5 и аминофармальдегидную смолу.

1314013

Таблица 1

Водоот- РасВремя сх» т»ванин лрн 75 С, Состав тамлонаяного раствора ро текаедача си>/30 мнн ри 80 C

Вода

Кислота или АятивслениАмин офор" альдегидая смола ность см ватель соль

nos

На- Коча- нец ло ев

4 г 2 г I г l

1-00 2-55 3-40

1 200 66 ° 44 О ° 2 0>С7 0>2 О ° 07 0>6 О> 2 О> 1 0>СЗ 1ОО 33 ° 19 10

2 200 66>03 1 ° О 0,33 1 ° О 0,33 0,9 0>3 0,3 С,1 !00 32,91

1-32 2-25 3-15

1-25 2-05 2-40

16

3 200 65,32 2 ° О 0,65 2,0 0,65 2,1 0,7 0,75 0,25 1ОО 32,43 5

0-30 2-30 3-05 3 8

33, !1

100

0,33

4 200 66,23 1,0 0 33 1>0

Таблица 2

Время пол- Время затов при

22 С,мин

Кислота — антивспениватель — смола— метилцеллюлоза

380

1-32

Антивспениватель — смола — метилцеллюлоза — кислота

750

1-30

Антивспениватель — метилцеллюлоза кислота — смола

390

1-33

Антивспениватель — метилцеллюлоза смола — кислота

770

1-30

H p и м е ч а н и е. Тампонажный раствор содержит, мас.X: цемент 66,03; метилцеллюлоза 0,33, смола 0,33, кислота 0,3; антивспениватель 0,1, вода 32,91.

Составитель Л. Бестужева

Редактор Е. Копча Техред Л.Олийнык

Корректор M.Äåì÷èê

Заказ 2189/33 Тираж 533

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб>а д. 4/5

Подписное

Производственно-полиграфическое предприятие У г. жгород. ул. Проектная, 4

Порядок растворения в воде химических компонентов тампонажного раствора ного растворения компонен Время ! вагус,тева-! лрн !

ВС С,ч густевания тампонажного раствора при 80 С, ч мин

4,3 Вев иод

5, 1 кисла6 ° 3 ния

Тампонажный раствор и способ его приготовления Тампонажный раствор и способ его приготовления Тампонажный раствор и способ его приготовления 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промьшшенности и позволяет повысить эффективность крепления призабойной зоны пласта.нефтяных скважин

Изобретение относится к области бурения нефтяных и г азовых скважин и позволяет повысить эффективность изоляции зоны пог лощения

Изобретение относится к нефтедобывающей промьшшенности

Изобретение относится к креплению скважин и предназначено для уменьшения фильтроотдачи дементного раст-

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить зффективность изоляции обводненных пластов за счет более полной закупорки пор

Изобретение относится к строительству и ремонту нефтяных и газовых скважин и предназначено для их крепления

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и предназначено для специальных вяжущих материалов, используемых для цементирования глубоких высокотемпературных скважин в условиях воздействия пластовых вод или сероводородной агрессии

Изобретение относится к области бурения и предназначено для цементирования высокотемпературных нефтяных газовых скважин

Изобретение относится к строительству и ремонту скважин и позволяет улучшить тампонирующие способности состава за счет увеличения стабильности

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