Буферная жидкость

 

Использование: бурение и крепление нефтяных и газовых скважин. Сущность: буферная жидкость содержит цемент, компаунд амифола - концентрата аммонийных солей нитрилотриметилфосфоновой, метилимигодиметифосфоновой, фосфористой и соляной кислот и реагента ВПК - 402 - продукта полимеризации диметилдиалкиламмоний хлорида и воду. Буферную жидкость получают следующим образом: в воде растворяют реагенты амифол и ВПК - 402 и в полученный раствор вводят цемент. 1 табл.

Изобретение относится к бурению и креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к составам буферных жидкостей.

Известна буферная жидкость, содержащая, мас. асбест коротковолокнистый 10-20, щелочной отход производства капролактама 15-20 и воду остальное [1] Недостатком известного состава является то, что он образует рыхлую корку, не обеспечивающую при цементировании достаточной адгезии тампонажного камня к стенке скважины и трубы.

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой является буферная жидкость, содержащая цемент, КМЦ и воду [2] Недостатком известного состава является то, что он образует рыхлую корку, не обеспечивающую при цементировании достаточной адгезии тампонажного камня к стенке скважины и трубы.

Технический результат изобретения увеличение адгезии тампонажного камня к стенке скважины и трубы.

Буферная жидкость, включающая цемент, добавку и воду, в качестве добавки содержит компаунд амифола концентрата аммонийных солей нитрилотриметилфосфоновой, метилиминодиметилфосфоновой, фосфористой и соляной кислот и реагента ВПК-402 продукта полимеризации диметилдиаллиламмонийхлорида при следующем соотношении компонентов, мас. Цемент 66,6 Амифол концентрат аммонийных солей нитрилотриметилфосфо- новой, метилиминодиме- тилфосфоновой, фосфо- ристой и соляной кислот 0,1-0,8 Реагент ВПК-402 продукт полимеризации диметил- диаллиламмонийхлорида 0,1-0,8 Вода Остальное Сущность изобретения состоит в том, что буферная жидкость предлагаемого состава прокачивается через скважину после удаления бурового раствора перед цементированием. Она образует на стенках трубы и скважины корку, которая содержит цемент тот же компонент, который образует основу тампонажного раствора и активирующую его добавку. Это и усиливает адгезию тампонажного камня к стенке трубы и скважины.

В качестве активирующей добавки испытан и предложен компаунд двух реагентов: амифола и реагента ВПК-402.

Каждый из реагентов известен как компонент тампонажного раствора, обладающий сильным пластифицирующим действием. Действительно, амифол и реагент ВПК-402, будучи введены в суспензию цемента в количествах 0,1-0,8% способны каждый сам по себе расширить сроки схватывания до нескольких суток, и собственно это могло бы дать два варианта буферной жидкости. Однако образуемая этими составами корка (а при застывании камень) непрочна, рассыпается, и непрочно прикреплена к поверхности трубы, и такие составы буферной жидкости были бы фактически бессмысленными. При совместном же введении усиливается адсорбция амифола и реагента ВПК-402 на металлической поверхности и таким образом увеличивается адгезия камня, образуемого следом за буферной жидкостью прокачиваемым тампонажным раствором. Таким образом, здесь проявляется синергизм действия реагентов амифола и ВПК-402, что видно по данным таблицы, и что свидетельствует о том, что речь идет не о двух реагентах, а о компаунде двух реагентов. И именно этот синергизм свойств, возникающий в результате взаимодействия реагентов, дает положительный эффект.

В работе были использованы: цемент, соответствующий требованиям ГОСТ 1581-85;
амифол, соответствующий требованиям ТУ 6-09-20-157-89 с содержанием основного вещества 75%
реагент ВПК-402, соответствующий ТУ 6-05-2009-86 с содержанием основного вещества 30%
Технология приготовления буферной жидкости предлагаемого состава состоит в том, что сначала в воде растворяют амифол и ВПК-402 в необходимых количествах, а затем на этом растворе затворяют цемент.

П р и м е р 1. Готовят 1000 г раствора, содержащего (состав 1) Цемент 66,6% (666,00 г) Амифол 0,1% (1,35 г концентрата,
содержащего 1 г амифола и
0,35 г воды) ВПК-402 0,1% (3,35 г концентрата,
содержащего 1 г ВПК-402
и 2,35 г воды) Вода 33,2 (329,3 мл)
В/Ц 0,5.

Полученный состав имеет сроки схватывания, ч-мин: 24-00 41-08. Нап стенде буферную жидкость покачивают через трубу, а затем ее тампонируют цементным раствором с водотвердым фактором В/Ц 0,5 без добавок. Адгезию образовавшегося камня к стенке трубы определяют через 72 ч. Она равна 8,36 МПа.

П р и м е р 2. Для получения состава 4 в 315,3 мл воды растворяют 5,35 г амифола концентрата, содержащего 4 г амифола (0,4%) и 13,35 г ВПК-402 концентрата, содержащего 4 г реагента ВПК-402 (0,4%). На этом растворе затворяют 666,0 г цемента. Тщательно перемешивают. Полученный состав имеет сроки схватывания, ч-мин: 89-32 120-45. На стенде буферную жидкость прокачивают через трубу, которую затем тампонируют цементным раствором без добавок с В/Ц=0,5. Через 72 ч определяют адгезию образовавшегося камня к стенке трубы. Она равна 7,01 МПа.

П р и м е р 3. Для получения состава 6 в 299,6 мл воды растворяют 10,7 г амифола концентрата (8 г амифола: 0,8%), 26,7 г ВПК-402 концентрата (8 г ВПК-402; 0,8%). На этом растворе затворяют 666,0 г цемента. Тщательно перемешивают. Полученный состав имеет сроки схватывания, ч-мин: 107-10 141-00. На стенде буферную жидкость прокачивают через трубу, которую затем цементируют. Через 72 ч определяют адгезию тампонажного камня к стенке трубы она равна 5,07 МПа.

Остальные примеры приведены в таблице. Они свидетельствуют о том, что:
предлагаемый состав буферной жидкости является более высокоэффективным, по величине адгезии камня к поверхности трубы;
реагенты амифол и ВПК-402 проявляют синергизм, т.е. при совместном присутствии в растворе усиливают его адгезию к металлической поверхности трубы;
концентрации компонентов находятся в пределах 0,1-0,8%
При снижении их ниже 0,1% снижается растекаемость жидкости и она становится непрокачиваемой. При увеличении их сверх 0,8% снижается прочность сцепления камня со стенкой трубы.

Использование предлагаемого изобретения позволяет повысить качество цементирования, что является показателем снижения затрат на него.


Формула изобретения

БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ, включающая цемент, добавку и воду, отличающаяся тем, что она в качестве добавки содержит компаунд амифола - концентрата аммонийных солей нитрилотриметилфосфоновой, метилиминодиметилфосфоновой, фосфористой и соляной кислот и реагента ВПК-402-продукта полимеризации диметилдиаллиламмонийхлорида при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Цемент - 66,6
Амифол - концентрат аммонийных солей нитрилотриметилфосфоновой, метилиминодиметилфосфоновой, фосфористой и соляной кислот - 0,1 - 0,8
Реагент ВПК-402 - продукт полимеризации диметилдиаллиламмонийхлорида - 0,1 - 0,8
Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к бурению скважин и разработке месторождений, а именно к составам для тампонирования пластов с целью ликвидации поглощений, газоводопроявлений, заколонных перетоков и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к заканчиванию горизонтальных, наклонно-направленных и вертикальных скважин с различным типом коллекторов

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам селективной изоляции водопритока в неоднородных по проницаемости пластах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного пласта нефтяной залежи заводнением

Изобретение относится к горному делу и может использоваться для цементирования нефтяных и газовых скважин с аномально низкими пластовыми давлениями

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к ограничению контурных и закачиваемых вод

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования нефтяных и газовых скважин в соленосных отложениях в условиях нормальных температур

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