Тампонажный раствор

 

Использование: для изоляции проницаемых пластов и верхних горизонтов нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения: тампонажный раствор содержит компоненты, мас. портландцемент 49,7 - 66,3, полиэтиленоксид 0,124 0,260, водорастворимый полиэлектролит катионного типа ВПК-402 на основе диметилдиаллиламмонийхлорида 0,31 - 0,69, нитрилотриметилфосфоновую кислоту 0,003 0,011 и воду - остальное. Характеристика тампонажного раствора: плотность 1,52-1,64 г/см3 седиментационная устойчивость 2,0 3,5% 1 табл.

Изобретение относится к бурению, в частности к тампонажным материалам, предназначенным для изоляции продуктивных и проницаемых пластов и верхних горизонтов нефтяных и газовых скважин от башмака эксплуатационных колонн до устья скважин.

Известен тампонажный раствор [1] для нефтяных и газовых скважин, содержащий тампонажный цемент, нитрилотриметилфосфоновую кислоту и воду при следующем соотношении компонентов, мас. Портландцемент 66,65-66,67 Нитрилотриметил- фосфоновая кислота 0,0005-0,0200 Вода Остальное Недостатком данного раствора является высокая начальная скорость фильтрации, что в значительной мере обуславливает низкое качество цементирования, не обеспечивается седиментационная устойчивость при водотвердом отношении более 0,5.

Известен тампонажный раствор [2] содержащий портландцемент, армирующую добавку Королек отход производства шлаковаты, полиэтиленоксид, хлорид натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас. Портландцемент 55,87-61,64 Королек отход производства шла- коваты 6,14-11,18 Полиэтиленоксид 0,123-0,560 Хлорид натрия 1,54-1,68 Вода Остальное Недостатком данного тампонажного раствора является высокая начальная скорость фильтрации и седиментационная неустойчивость при водотвердом отношении более 0,5.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является тампонажный раствор [3] включающий портландцемент, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, карбоксиметилоксиэтил- целлюлозу и воду при следующем соотношении компонентов, мас. Портландцемент 66,53-66,65 Нитрилотриметил- фосфоновая кислота 0,010-0,017 Каpбоксиметилок- сиэтилцеллюлоза 0,05-0,25 Вода Остальное Недостатком данного тампонажного раствора является повышенная эффективная вязкость, малое время загустевания при водотвердом отношении 0,5. При увеличении водотвердого отношения до 1,0 раствор характеризуется высокой начальной скоростью фильтрации, теряет седиментационную устойчивость.

Цель изобретения снижение эффективной вязкости, увеличение времени загустевания, улучшение седиментационной устойчивости, снижение начальной скорости фильтрации и плотности тампонажного раствора при увеличении водотвердого отношения до 1,0.

Поставленная цель достигается тем, что тампонажный раствор при увеличенном до 1,0 водотвердом отношении содержит портландцемент, нитрилотриметилфосфоновую кислоту и полимеры, в качестве которых выступают полиэтиленоксид и продукт полимеризации диметилдиаллиламмонийхлорида водорастворимый полиэлектролит катионного типа ВПК-402 с эмпирической формулой элементарной ячейки [4] C8H16NCl при следующем соотношении компонентов, мас. Портландцемент 49,7-66,3 Полиэтиленоксид 0,124-0,260 Полиэлектролит катионного типа ВПК-402 на основе диметилдиаллилам- монийхлорида 0,31-0,69 Нитрилотриметил- фосфоновая кислота 0,003-0,011 Вода Остальное Забойная температура скважин до 100оС.

Использование в тампонажных растворах в качестве структурообразователя полиэтиленоксида [2] позволяет снизить начальную скорость фильтрации тампонажного раствора и обеспечивает его седиментационную устойчивость при водотвердом отношении до 0,8. Нитрилотриметилфосфоновая кислота в тампонажных растворах увеличивает растекаемость и время загустевания, однако при больших добавках происходит увеличение сроков схватывания тампонажного раствора, что в зоне продуктивных и проницаемых пластов ведет к образованию каналов, а, следовательно, и к возникновению межпластовых перетоков.

Совместное использование полиэтиленоксида и нитрилотриметилфосфоновой кислоты дает возможность увеличить водотвердое отношение до 0,8 при одновременном снижении начальной скорости фильтрации в 2-3 раза по сравнению с растворами без этих добавок и обеспечить необходимую растекаемость раствора, время загустевания и сроки схватывания. При увеличении водотвердого отношения свыше 0,8 раствор с добавками полиэтиленоксида и нитрилотриметилфосфоновой кислоты не обеспечивает требуемой начальной скорости фильтрации и седиментационной устойчивости.

В предлагаемом тампонажном растворе наряду с полиэтиленоксидом и нитрилотриметилфосфоновой кислотой вводится полиэлектролит катионного типа на основе диметилдиаллиламмонийхлорида ВПК-402 [4] позволяющий получать тампонажные растворы с пониженной начальной скоростью фильтрации при водотвердом отношении до 1,0, что дает возможность применять данный тампонажный раствор в зоне продуктивных и проницаемых пластов и для цементирования верхних горизонтов вместо цементно-бентонитовых смесей (ЦБС).

При содержании полиэтиленоксида в предложенном растворе менее 0,124 мас. и содержании ВПК-402 менее 0,31 мас. их влияние на начальную скорость фильтрации раствора незначительно. При содержании полиэтиленоксида более 0,26 мас. и ВПК-402 более 0,69 мас. понижения начальной скорости фильтрации практически не происходит, применение их становится экономически нецелесообразным.

При содержании в растворе нитрилотриметилфосфоновой кислоты менее 0,003 мас. увеличение растекаемости и времени загустевания не происходит. При содержании нитрилотриметилфосфоновой кислоты более 0,011 мас. влияние ее на время загустевания практически прекращается, но значительно увеличиваются сроки схватывания, что отрицательно сказывается на качестве цементирования.

При содержании воды в тампонажном растворе менее 33,1 мас. (водотвердое отношение менее 0,5) резко увеличивается эффективная вязкость и уменьшается время загустевания тампонажного раствора. При содержании воды более 49,7 мас. (водотвердое отношение 1,0) увеличивается начальная скорость фильтрации до 114,2-189,0 см3/30 мин, значительно возрастает время загустевания, ухудшается седиментационная устойчивость тампонажного раствора.

Мас. содержания в тампонажном растворе портландцемента определяется, исходя из потребного объема тампонажного раствора и рекомендуемого для данного интервала водотвердого отношения. Поскольку содержание полиэтиленоксида, ВПК-402 и нитрилотриметилфосфоновой кислоты в тампонажном растворе очень малы, в расчет величины водотвердого отношения они не входят. Количество воды определяется в зависимости от величины водотвердого отношения и выражается в м3 на 1 т портландцемента, т.е. для нашего случая 0,5-1,0 м3/т (см. пример 2).

В таблице приведен состав и свойства предлагаемого тампонажного раствора.

П р и м е р 1. 2,43 г (0,175 мас.) полиэтиленоксида, 70,8 г (0,51 мас.) полиэлектролита катионного типа и 0,125 г (0,009 мас.) нитрилотриметилфосфоновой кислоты растворяют с помощью лопастной лабораторной мешалки в 530 г (38,206 мас.) дистиллированной воды. На полученной жидкости затворяют 1000 г (61,1 мас.) портландцемента марки ПЦТ ДО.Д20 50.100, соответствующего ГОСТ 1581-85, затем приступают к замеру параметров тампонажного раствора. При температуре 202оС и давлении 0,1 МПа раствор характеризуется плотностью 1,72 г/см3, растекаемостью 21,5 см, начальной скоростью фильтрации 63,8 см3/30 мин. При температуре 703оС и давлении 0,1 МПа время загустевания раствора 1 ч 58 мин, время начала схватывания 3 ч 30 мин, время конца схватывания 3 ч 40 мин, предел прочности цементного камня на изгиб через 24 ч твердения более 2,7 МПа, что соответствует графе 9 первой части таблицы.

П р и м е р 2. В условиях буровой скважины добавки полиэтиленоксида, ВПК-402 и нитрилотриметилфосфоновой кислоты определяются в мас. исходя из веса портландцемента, необходимого для приготовления нужного объема тампонажного раствора. Объем жидкости затворения на 1 м3 раствора определяется по водотвердому отношению в м3 на 1 т портландцемента и находится в пределах 0,5.1,0 м3/т.

Для затворения 10 т портландцемента при водотвердом отношении 1,0 необходимо 10 м3 жидкости затворения. Для создания необходимого перепада давления между емкостью, где находится жидкость затворения, и фрезерно-струйной мельницей (ФСМ) или цементосмесительной машиной применяем коэффициент 1,3 и готовим 13 м3 жидкости затворения. В соответствии с этим в данном случае требуется полиэтиленоксида 16,1 кг, нитрилотриметилфосфоновой кислоты 0,3 кг и ВПК-402 47,0 кг.

Для растворения химреагентов на буровой обвязывают между собой ФСМ и водяную емкость. Растворение полиэти- леноксида, ВПК-402 и нитрилотриметилфосфоновой кислоты производится путем их подачи на ФСМ одновременно с технической водой. Для удобства работы жидкость затворения готовят порциями, равными объему мерников цементировочного агрегата (ЦА), и подают в осреднительную емкость, в качестве которой чаще всего служит доливная емкость. После каждого заполнения мерников ЦА подача воды на ФСМ прекращается, далее ЦА работает из мерника в мерник до полного растворения химреагентов.

Тампонажный раствор готовят путем перемешивания жидкости затворения и портландцемента на ФСМ или с помощью цементосмесительной машины. Качество приготавливаемого тампонажного раствора контролируется по его плотности, замеряемой с помощью ареометра АБР-2. Из осреднительной емкости готовый тампонажный раствор закачивается через цементировочную головку в обсадную колонну буровым насосом.

Тампонажные растворы, параметры которых приведены в строках 1.10 первой части таблицы, применяются для цементирования продуктивных и проницаемых пластов. Тампонажные растворы, приведенные во второй части таблицы, применяются для крепления верхних интервалов скважин.

Использование тампонажных растворов с водотвердым отношением 0,5.0,625, характеризующихся пониженной до 84 см3/30 мин начальной скоростью фильтрации, позволяет проводить процесс цементирования безаварийно с хорошими результатами по качеству крепления. При этом в затрубном пространстве не образуется непрокачиваемых пачек раствора, уменьшается загрязнение фильтратом продуктивных коллекторов, снижается вероятность возникновения межпластовых перетоков.

Использование предлагаемых тампонажных растворов с водотвердым отношением 0,75-1,0 и начальной скоростью фильтрации до 189 см3/30 мин дает возможность цементировать обсадные колонны до устья без осложнения с высоким качеством. Такие тампонажные растворы могут быть применены вместо ЦБС, поскольку вероятность их обнаружения акустическими методами после образования цементного камня в затрубном пространстве значительно выше, чем у ЦБС. Плотность рассматриваемых тампонажных растворов находится в пределах 1,52-1,64 г/см3, седиментационная устойчивость 2.0-3,5% что соответствует требованиям стандартов.

Формула изобретения

ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР, включающий портландцемент, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, полимер и воду, отличающийся тем, что он в качестве полимера содержит полиэтиленоксид и водорастворимый полиэлектролит катионного типа ВПК-402 на основе диметилдиаллиламмонийхлорида при следующем соотношении компонентов, мас.

Портландцемент 49,7 66,3 Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,003 0,011 Полиэтиленоксид 0,124 0,260 Водорастворимый полиэлектролит катионного типа ВПК-402 на основе диметилдиаллиламмонийхлорида 0,31 0,69 Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению, в частности к тампонажным материалам, предназначенным для изоляции продуктивных и проницаемых пластов нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для крепления скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для крепления и ремонта нефтяных и газовых скважин, расположенных на месторождениях в условиях воздействия минерализованных пластовых вод, а также с проявлением сероводорода

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может найти применение при бурении скважин в проницаемых пластах
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной, а также для крепления скважин
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритоков в добывающих нефтяных скважинах и ремонтных работах
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при последовательной перекачке жидкостей, для предупреждения их перемешивания, в качестве буферной жидкости, для ликвидации при бурении скважин

Изобретение относится к получению пластификаторов тампонажных растворов на основе портландцемента и может быть использовано при цементировании нефтяных, газовых, геологоразведочных и геотермальных скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции пласта при бурении и ремонте скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ на скважинах

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