Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе шлаковых вяжущих

 

Использование: крепление нефтяных и газовых скважин. Сущность: комплексный реагент обеспечивает повышение надежности крепления при повышенных и высоких температурах. Он содержит, мас.%: гипан - 7,0 - 8,0; тетранатриевую соль 2-окси-1,3-пропилендиаминотетраметилфосфоновой кислоты - 3,5 - 4,0; гидроксид натрия - 38 - 40; вода - остальное. Гипан и тетранатриевая соль 2-окси-1,3-пропилендиаминотетраметилфосфоновой кислоты содержатся при соотношении 2 : 1. 2 табл.

Изобретение относится к использованию тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин в условиях повышенных и высоких температур. Цель изобретения повышение эффективности комплексного реагента для тампонажных растворов при повышенных и высоких температурах за счет снижения водоотдачи тампонажного раствора при одновременной стабилизации фазового состава цементного камня и улучшения его адгезии к металлу. Гипан используют по ТУ 6-01-166-74, фосфоновый комплексон марки ДПФ-1Н по ТУ 6-02-13-20-87, гидроксид натрия по ТУ 2263-79. При обработке тампонажных растворов из шлаковых вяжущих заявленным реагентом происходит резкое снижение водоотдачи, обусловленное повышением активности иона-комплексообразователя Са2+, за счет чего практически по всему объему цементного раствора происходит связывание высокомолекулярных соединений, образовавшихся из гипана и ДПФ, и непосредственно ДПФ в устойчивые комплексные соединения. Эти процессы протекают благодаря значительному повышению рН ( до 14) за счет введения гидроксида натрия. Происходит быстрое связывание входящего в состав шлака кремнезема в мелкодисперсный гидросиликат кальция типа СSH(B) в результате следующих реакций: SO2+2NaOH=Na2SiO3+H2O Na2SiO3+Ca(OH)2+H2O= CaOSiO2 x H2O+2NaOH Образование гидросиликата кальция типа CSH(B) при участии гидроксида натрия происходит на стадии, предшествующей кристаллообразованию и способствует стабилизации фазового состава. Реализация донорно-акцепторного механизма связи комплексообразующих ВМС с поверхностью металла способствует повышению адгезионных свойств цементного камня. Изобретение иллюстрируется следующими примерами. П р и м е р 1. Соблюдая соотношение 2:1, готовят комплексный реагент путем смешивания 35 г (7 мас.) 20%-ного товарного раствора гипана с 17,5 г (3,5 мас.) 20%-ного товарного раствора фосфонового комплексона ДПФ-1Н. Далее добавляют 38 г (38 мас.) гидроксида натрия. Образующуюся смесь перемешивают и доводят до 100 мас. приливая к ней 9,5 мл воды. Берут 47 г полученного реагента (4,7% от массы цемента) и разбавляют водой до 400 мл. Раствор перемешивают на мешалке 3 мин и затворяют им 1000 г цемента ШПЦС-120, соблюдая жидкостно-цементное отношение (ж/ц), равное 0,40. Получают тампонажный раствор плотностью 1900 кг/м3, растекаемостью 18 см по конусу АзНИИ. Водоотдача раствора равна 13 см3/30 мин, адгезия к металлу цементного камня, твердевшего 2-е суток при t=130оС и Р=40 МПа, составляет 1,77 МПа. Фазовый состав стабилизирован, т.к. каких-либо трещин не обнаружено. П р и м е р 2. Проводят все операции так, как указано в примере 1 и получают комплексный реагент следующего состава, мас. Гипан 8 (из 40 г 20%-го раствора); Фосфоновый комплексон марки ДПФ-1Н 4 (из 20 г 20%-го раствора); Гидроксид натрия 40; Вода 48. Далее берут 50 г полученного реагента (5,0% от массы цемента), разбавляют водой до 410 мл и затворяют им 1000 г цемента ШПЦС-200, соблюдая ж/ц, равное 0,41. Получают тампонажный раствор плотностью 1900 кг/м3, растекаемостью 18 см по конусу АзНИИ. Водоотдача раствора равна 13 см3 за 30 мин, адгезия к металлу цементного камня, твердеющего 2-е суток при t=180оС и Р=60 МПа, составляет 1,05 МПа. Фазовый состав стабилизирован, т.к. трещин не обнаружено. П р и м е р 3. Проводят все операции так, как указано в примере 1, и получают комплексный реагент следующего состава, мас. гипан 7,5 (из 37,5 г 20%-ного раствора); фосфоновый комплексон марки ДПФ-1Н 3,75 (из 18,75 г 20%-ного раствора); гидроксид натрия 39; вода 49,75 (систему доводят до 100% приливая 4,75 мл воды). Далее берут 36 г полученного реагента (3,6% от массы цемента), разбавляют водой до 400 мл и затворяют им 1000 г цемента ШПЦС-120, соблюдая ж/ц, равное 0,40. Получают тампонажный раствор плотностью 1900 мг/м3, растекаемостью 18,0 см по конусу АзНИИ. Водоотдача раствора равна 22 см3/30 мин, адгезия к металлу цементного камня, твердевшего 2-е суток при t=130оС и Р=40 МПа, составляет 2,37 МПа. Фазовый состав стабилизирован, т.к. трещин не обнаружено. Для удобства данные по примерам сведены в таблицах. Состав комплексного реагента для тампонажных растворов на основе шлаковых вяжущих повышает качество крепления скважин по сравнению с прототипом за счет снижения водоотдачи тампонажных растворов в 4-10 раз, стабилизации фазового состава цементного камня (отсутствие трещин), улучшения адгезии последнего к металлу в 3-14 раз.


Формула изобретения

КОМПЛЕКСНЫЙ РЕАГЕНТ ДЛЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ШЛАКОВЫХ ВЯЖУЩИХ, содержащий гипан и тетранатриевую соль 2-окси-1,8-пропилендиаминотетраметилфосфоновой кислоты в соотношении 2:1 и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения его эффективности при повышенных и высоких температурах за счет снижения водоотдачи тампонажного раствора при одновременной стабилизации фазового состава цементного камня и повышения его адгезии к металлу, он дополнительно содержит гидроксид натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас. Гипан 7,0 8,0
Тетранатриевая соль 2-окси-1,3-пропилендиаминотетраметилфосфоновой кислоты 3,5 4,0
Гидроксид натрия 38 40;
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3



 

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