Гелеобразующий тампонажный состав

 

Изобретение относится к нефтяной пром-сти и предназначено для изоляции продуктивных пластов. Цель изобретения - снижение усадки тампонажного состава в агрессивной среде, содержащей соли поливалентных металлов, „ улучшение регулирования времени загустевания . состава при т-рах 20-150 с при одновременном снижении стоимости состава. Он содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас.%: акрилонитрильннй лигносульфонатный реагент анилис 5-15,0; бихромат щелочного металла 0,1-3,0; соляная кислота или гидроксвд натрия 0,01-1,0; буровой глинистый раствор - остальное . В составе в качестве водорастворимого полимера используют реагент анилис. В качестве гелеобразователя - бихромат, в качестве кислоты или щелочи - соляную кислоту или гидроксид натрия, в качестве наполнителя растворителя - буровой глинистьй раствор плотностью 1100-1600 кг/м. Раствор готовят путем последовательной добавки в глинистый раствор ингредиентов при перемешивании в течение 5-10 мин методом круговой циркуляции емкость-насос-емкость. После этого состав закачивают в скважину. 4 табл. сл 4 00 IS9 СО 05

СОЮЗ COBETCHHX

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (11) (511 4 Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И OTHPblTHA

Г

1 ш1 Pf е)„ j3j Q Я $

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ,.-,-,„И

ИБЛИВТЕКА

К А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4148052/22-03 (22) 18.07.86 (46) 23.10.88. Бюл. М - 39 (7 1) Ростовский государственный университет им. М.А.Суслова (72) А.Н.Костышев, О.К.Белкин, И.М.Давыдов, В.А,Евецкий и А.П.Фоменко (53) 622.245.45(088.8) (56) Шерстнев Н.M. и др. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М.: Недра, 1979, с. 274 277.

Авторское свидетельство СССР

Ф 909125, кл. Е 21 В 33/138, 1982. (54) ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ ТАМПОНАЖНЫЙ COCТАВ (57) Изобретение относится к нефтяной пром-сти и предназначено для изоляции продуктивных пластов ° Цель изобретения - снижение усадки тампонажного .! состава в агрессивной среде, содержащей соли поливалентных металлов, улучшение регулирования времени загустевания состава при т-рах 20-150 С о при одновременном снижении стоимости состава. Он содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас.X: акрилонитрильний лигносульфонатный реагент "анилис" 5-15,0; бихромат щелочного металла О, 1-3,0; соляная кислота или гидроксид натрия 0,01-1,0; буровой глинистый раствор — остальное. В составе в качестве водорастворимого полимера используют реагент

"анилис". В качестве гелеобраэователя — бихромат, в качестве кислоты или щелочи — соляную кислоту или гидроксид натрия, в качестве наполнителя растворителя — буровой глинистый раствор плотностью 1100-1600 кг/м .

Раствор готовят путем последовательной добавки в глинистый раствор Ингредиентов при перемешивании в течение 5-10 мин методом круговой циркуляции емкость-насос-емкость. После этого состав закачивают в скважину.

4 табл. I 432196

О, 1-3, 00

Солевой состав водных растворов 1 и 2 приведен в табл. 1.

Данные, характеризующие предлагаемый тампонажный состав, представлены в табл. 2, а в табл. 3 — данные для известных составов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к мероприятиям при изоляции продуктивных пластов.

Целью изобретения является снижение усадки тампонажного состава в агрессивной среде, содержащей соли поливалентных металлов, а также улучшение регулирования времени загусте- 10 вания состава при 20-150 С при одновременном снижении стоимости состава.

Предлагаемый тампонажный состав в качестве водорастворимого акрилового полимера содержит акрилонитрильный 15 лигносульфонатный реагент "анилис", в качестве гелеобразователя — бихромат щелочного металла, в качестве кислоты или щелочи — соответственно соляную кислоту или гидроксид натрия,, а в качестве наполнителя и растворителя — буровой глинистый раствор при следующем содержании ингредиентов, мас.7: . Акрилонитрильный 25 лигносульфонатный реагент "анилис" 5, 00-15, 00

Бихромат щелочного металла

Соляная кислота или

30 гидроксид натрия 0,01-3,00

Буровой глинистый раствор Остальное

Акрилонитрильный лигносульфонатный реагент под товарным наименованием

"анилис" выпускается отечественной промышленностью. Он представляет собой вязкую темно-коричневую или черную жидкость плотностью 1130-1140 кг/

/м, которая неограниченно смешивает40 ся с водой и используется для снижения водоотдачи буровых растворов.

Для обоснования работоспособности, положительного эффекта и предельных содержаний ингредиентов предлагаемого

„45 состава проведены эксперименты по определению усадки тампонажного состава в агрессивной среде (растворы 1 и 2), содержащей соли поливалентн4х металлов, а также времени и характеристик гелирования в сравнении с известным тампонажным составом, Из табл. 2 следует, что использование составов с содержанием ингредиентов, меньшим предельных минимальных, не обеспечивает его работоспособности и положительного эффекта.

При содержаниях ингредиентов, превышающих максимальные, положительный эффект не превышает или мало отличается от соответствующего эффекта, полученного при максимальном содержании.

Из данных табл. 4 следует, что при использовании предлагаемого тампонажного состава достигают снижения его стоимости.

Область применения предлагаемого состава определяется температурой

20-150 С, при которой он обладает регулируемыми сроками гелеобразования; пластовыми водами, которые могут иметь максимальную минерализацию нефтяных месторождений 301 г/л, содержанием 100 г/л хлорида кальция и 2030 г/л хлорида магния.

В емкость цементировочыого агрегата закачивают расчетное количество глинистого раствора, в который последовательно вводят "анилис", бихромат и едкий натрий или соляную кислоту.

После введения каждого из ингредиентов состав перемешивают в течение

5-10 мин. Перемешивание ведут насосом цементировочного агрегата методом круговой циркуляции в системе емкостьнасос-емкость. После этого состав эакачивают в скважину по общепринятой технологии.

Формула изобретения

Гелеобразующий тампонажный состав, включающий водорастворимый акриловый полимер, гелеобраэователь, кислоту или щелочь, наполнитель и растворитель, отличающийся тем, что, с целью снижения усадки тампо- нажного состава в агрессивной среде, содержащей соли поливалентных металлов улучшения регулирования времени

У

0 загустевания состава при 20-150 С при одновременном снижении стоимости состава, в качестве водорастворимого акрилового полимера он содержит акрилонитрильный лигносульфонатный реагент "анилис", в качестве гелеобразователя — бихромат щелочного металла, в качестве кислоты или щелочи — соля3 1432196 ную кислоту или гидроксид натрия, а в качестве наполнитеяя и растворителя — буровой глинистый раствор плотностью 1100-1600 кг/м при следующем .5 содержании ингредиентов, мас. Ж:

Акрилонитрильный лигносульфонатный реагент "анилис"

Бихромат щелочного металл а

Соляная кислота или гидроксид натрия

Буровой глинистый раствор

Т а б л и ц а 1

Содержание в растворе солей, г/л

Состав

Хлорид Хлорид Хлорид Сульфат кальция магния натрия натрия

1 30 30 180

100 т ° бяяп а2

Состав, нас.Х

Усадка ре»в гелеобразовевя», яяя, пря теипературе> С а Раство

20 90 150 олячество Плот!!00 . +50

0,01

-0,02 Не загустевает 300 S2

"0,02

0,01

-0,02 То ае

0>5

320

1,00

0,01 81,99

0,005 95,945

105

1 t00

Не загустевает

t600 +155 О та

80,30

1,20

75 40

320

5 0 1,. 0>01

94,89 1100 +50 -0,02

-О>02 Не sert>creaaet 220 40

1ЬОО +50 -0,02

220 40

55 20

30 !2

5 01

0,01

-0,02 то яе

1100 +42 -0,02

1350 +40 0

1600 +40 . О

5 0,1

1,00

-О, 02

120

10 1,5

Ф !

5 3,0

0 5

t>00

60 4 0,05 О > 005

1600 +40

Не загустевает

О!

6 З,S

1,2

80,30

5 0,1 5 О,!

10 1,S

15 3,0

15, 3,0

4 005

16 3,5

94,89

94,89

88,00

81,00

94,89

93,90

88,00

81 00

95,945

1600 +50 -0>02

1350 +60 О

1ЬОО +55 О

1600 +50 О

5,0-15,0

О, 1-3,0

0,01-1,0

Остальное

300 50 е

80 40

70 ÇS

25 10

I 432196

ТаблицаЗ

Усадка, 7.

Содержание, мас.Х ремя гелеобразоваия, мин, при температуре, С

Вода Раствор Раство

1 2

20 90 150

Иетас 5,0; К Сг О 1,0; Ба 8 0

1,3; кордное волокно 2,5; соляная кислота О, 01; вода 91, 69 + 10 комета 15,0; Nacro4 3,0;

Na S О 5; песок 26,6, NH4ОН

0,4; вода 50

Гипан 15,01 K<Сr О> 1,5; ИН,СИЯ

2,0; гематит 40,0, НС1 1,0; вода 40,5

M-14 5,0, К Сг, О 1,2; гидроксипамин 1,0, гематит 60,0, НС1 1,0; вода 40,5

ПАА 2,0,(K Cr

0,3; песок 10 0 НС1 0,1; вода 87,3

ПАА 3,0, {МН4) С О 0,5;

NaN0q 0,5; кордное волокно 2,0;

NH40H 0,1; вода 86,9

-17,55 -17,55 )300

+65 -21 2 -21 2 300 - 48

+22 -25 00 -25 00 210

+10 -17,05 -17,05 3

-6 -15,8 -15, 8

-11 -! 8,0 -18,0 )300 — 64

Таблица4

Ингредиент - Стоимость Количество Стоимость

1 т, руб. ингредиентов, 1 м, руб. мас.Ж

Стоимость известного состава

135 0,080 10 80

4.

Гипан

Бихромат натрия

Гипосульфит натрия

0,015

0,025

0,300

5 25

350

14,00

560

44,SO

13,35

Барит

Едкий натр

138 0,005 0,69

Стоимость предлагаемого состава

70 О, 100 7,00

Анилис

Бихромат натрия

350

0,015 о,oos

0,880

5,25

0,69

138

Едкий натр

Буровой глинистый раствор

3,64

Гипан выбран как наиболее дешевый из водорастворимьгх акриловых полимеров, входящих в известный гелеобразукнций состав.

Гелеобразующий тампонажный состав Гелеобразующий тампонажный состав Гелеобразующий тампонажный состав Гелеобразующий тампонажный состав 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам создания искусственных фильтров в неустойчивых коллекторах, и м.б

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к получению тампонажньк растворов для цементирования скважин с низким пластовым давлением

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин и предназначено дпя разделения бурового и тампонажного растворов и очистки ствола скважины при цементировании

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти и предназначено для крепления пород призабойной зоны скважины и тампонирования зон поглощений и водопроявлений

Изобретение относится к добыче нефти и газа

Изобретение относится к добыче нефти и газа и м.б

Изобретение относится к цементированию нефтяных и тазовых скважин и позволяет снизить водоотдачу при одновременном уменьшинии сроков схватывания

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