Способ приготовления облегченного тампонажного раствора

 

Способ применим при бурении нефтяных и газовых скважин, а именно - при приготовлении тампонажных растворов для цементирования скважин с низким пластовым давлением. Стабилизация ранней прочности цементного камня при водоцементном отношении 0,8 скважинах с температурных режимом до 100oС достигается за счет смешения цемента с водой затворения, в которую вводят стабилизатор ранней прочности цементного камня - гипан в количестве 0,21-0,33 %. 2 табл.

Изобретение относится к приготовлению тампонажных растворов для цементирования скважин с низким пластовым давлением и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин.

Известен способ получения облегченного тампонажного раствора путем смешения цементного порошка с неводопотребной добавкой более легкого удельного веса, например, гильсолитом (см. кн. А. И. Булатов. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М. Недра, 1971, с. 218-224).

Недостатком известного состава является незначительный интервал изменения удельного веса и дефицит облегчающего материала.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ получения облегченного тампонажного раствора путем смешения цементного порошка с водопотребной добавкой, например, бентонитам. В результате введения избыточного количества воды (до получения раствора требуемой подвижности) можно значительно изменять удельный вес раствора (прототип) (см. кн. А. И. Булатова. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М. Недра, 1971 там же).

Недостатками известного способа являются: применение дорогостоящего бентонита, как облегчающей добавки; необходимость предварительного приготовления сухой смеси порошков цемента и бентонита, или бентонитовой суспензии с последующим использованием ее в качестве жидкости затворения; повышенная аварийность при цементирования высокотемпературных скважин (свыше 79oС). Часто цементобентонитовый раствор при транспортировке в скважине загустевает из-за повышенной дисперсности бентонита и возникновения ранней прочности цементного камня и его не удаляется полностью продавить в затрубное пространство (скв. 36 С. Тицинская Майкопского УБР и 392 Дыш того же УБР). На ликвидацию подобных осложнений затрачивается значительное количество средств и времени.

Сущность способа получения тампонатжного раствора заключается в том, что проводят смешение портландцемента с водой затворения и активацию, а для стабилизации ранней прочности цементного камня при водоцементном отношении 0,8 в интервале температур до 100oС, в воду затворения вводят стабилизатор ранней прочности цементного камня в количестве 0,2-0,33 причем в качестве стабилизатора ранней прочности используют шпан.

Для экспериментальной проверки заявляемого способа приготовления тампонажного раствора провели серию приготовлений тампонажного раствора по известной технологии и по предлагаемой. Результаты работ приведены в табл. 1.

Предлагаемые рецептуры тампонажного раствора с содержанием 0,1-0,33 гипана позволяют получать тампонажный (цементный) камень с наиболее повышенными прочностными характеристиками (опыты NN 2, 3 и 4) в сопоставлении с цементобентонитовыми растворами (опыт N 9). Существенное влияние на прочностную характеристику цементного камня с введением в воду затворения стабилизатора ранней прочности оказывает активация раствора (опыты NN 6 и 7).

Кроме того, существенно влияет на прочность цементного камня количество шпана. Так, увеличение шпана в растворе более 0,33 мас. по сути дела, не меняет величину прочности (опыт N 5). Введение же шпана в раствор менее 0,2 приводит к нестабильности приготавливаемого раствора и незначительно повышает прочность камня в сравнении с цементобентонитовыми растворами (опыт 9).

Конкретное применение предлагаемого способа было осуществлено на скважине 418 Дыш Краснодарского края при цементировании 140 мм эксплуатационной колонны, спущенной на глубину 2260 м. Высота подъема цементного раствора до устья. Объем цементного раствора по номиналу 59 м3. Плотность бурового раствора 1,23 г/см3.

Для цементирования был использован портландцемент тампонажный в количестве 75,8 тн, который затворяли двумя порциями. Первая порция составила 50 тн цемента, вместо такого же количества цементобентонитовой смеси. Затворение первой порции цемента велось при водоцементном отношении 0,8 с содержанием реагентов: гипана (стабилизатор прочности цементного камня) 0,27% к массе раствора и ССБ (регулятор сроков скватывания цементного раствора) тоже 0,27 к массе раствора. Всего при приготовлении легкого раствора использовано 40 м3 воды, 243 л гипана и 243 л ССБ.

Цементный раствор после затворения откачивался в скважину через гидроактиватор. Замеренные параметры раствора до активации и после представлены в таблице 2.

Вторую порцию цемента в количестве 25,8 тн затворили при водоцементном отношении 0,5 с дозировкой ССБ 0,6 к массе цемента. Всего для приготовления второй порции цементного раствора использовали 13 м3 воды и 160 л ССБ. Полученный цементный раствор средней плотности 1,79 г/см3 закачан на забой скважины.

Продавливание раствора вели с интенсивностью, исключившей поглощение раствора. Осложнений при цементировании не наблюдалось. В конце продавки цементный раствор вышел на устье. Высоте подъема цементного раствора составила 2260 м, то есть по расчету.

Скважина сдана в эксплуатацию.

Формула изобретения

Способ приготовления облегченного тампонажного раствора, включающий затворение цемента водным раствором гипана, отличающийся тем, что в качестве водного раствора гипана используют водный раствор гипана концентрации от 0,21 до 0,33 мас. при этом цемент и водный раствор гипана используют в количестве, обеспечивающем водоцементное отношение 0,8, а после затворения цементный раствор активируют.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции высокопроницаемых заводненных пропластков в пласте для увеличения охвата его заводнением, к изоляции притока пластовых вод в добывающую скважину

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к составам на основе кремнийорганических соединений (КОС), и может применяться для изоляции водопритока и зон поглощений при бурении и эксплуатации скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и используется для изоляции водопритока в скважине загустевающими изолирующими смесями на основе кремнийорганических соединений

Изобретение относится к горной промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работам при строительстве и эксплуатации скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам обработки призабойных зон /ОПЗ/ скважин по ограничению водопритока

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов и повышения эффективности разработки нефтяных месторождений

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