Тампонажный раствор

 

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к их креплению и ремонту. Техническим результатом является повышение долговечности, устойчивости в высокоминерализованных пластовых водах. В тампонажном растворе, включающем цемент и жидкость затворения, содержащую воду, поливиниловый спирт ПВС, поверхностно-активное вещество ПАВ, жидкость затворения дополнительно содержит парафин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: цемент 64,20-65,70, парафин 0,98-3, 28, ПВС 0,33-0,40, ПАВ 0,16-0,32, вода - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, а именно к их креплению и ремонту.

Известен тампонажный раствор /А. С. 1703807/, состоящий из, мас.%: портландцемента100, понизителя водоотдачи 0,2-1,2; гидросила 1,0-9,0; сульфата натрия 1,0-4,0 и воды 50,5-76,3.

В качестве понизителя водоотдачи тампонажный раствор содержит КМЦ или оксиэтилцеллюлозу /ОЭЦ/ или поливиниловый спирт /ПВС/ или полиакриламид /ПМ/. Гидросил - мелкодисперсный кремнезем для кольматации пор в гелевой структуре цементного камня. Сульфат натрия - поверхностно-активное вещество. Недостатком данного решения является то, что полученный на основе предложенннго решения тампонажный камень обладает низкой коррозионной устойчивостью.

Наиболее близким к заявляемому объекту является стабилизатор тампонажных растворов /А. С. 1838585/, состоящий из ПВС, кремнеземсодержащего вещества и триксана. Стабилизатор тампонажных растворов растворяют в воде и на приготовленной жидкости затворения получают тампонажный раствор по общепринятой технологии.

Анализ указанного решения показывает, что тампонажный раствор, полученный в разных соотношениях приведенных ингредиентов, обладает высокими технологическими показателями, однако цементный камень из такого раствора не обладает повышенной коррозионной устойчивостью.

Техническим решением предлагаемого изобретения является получение долговечного тампонажного камня, устойчивого в высокоминерализованных пластовых водах.

Поставленная задача достигается тем, что в тампонажном растворе, включающем цемент и жидкость затворения, содержащую воду, ПВС и ПАВ, жидкость затворения дополнительно содержит парафин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Цемент - 64,00-65,70 Парафин - 0,98-3,28 ПВС - 0,32-0,34 ПАВ - 0,16-0,32 Вода - Остальное В качестве ПАВ используют оксиэтилированные алкилфенолы марки 3-АИ.

Тампонажный раствор готовят следующим образом. В определенный объем воды вводят расчетную массу ПВС и парафина и нагревают до расплавления парафина. После расплавления парафина добавляют расчетную массу ПАВ и интенсивно перемешивают с помощью электромешалки до получения однородной дисперсии.

Остывшей воднопарафиновой дисперсией затворяют цемент /В/Ц=0,5, тщательно перемешивают и приготовленный тампонажный раствор испытывают на растекаемость, седиментационную устойчивость и сроки схватывания. Растекаемость тампонажного раствора измеряли конусом АзНИИ, седиментационную устойчивость - по объему отделившейся жидкости затворения из тампонажного раствора, залитого в стеклянный цилиндр объемом 200 мл за 30 мин, а сроки схватывания - с помощью иглы Вика.

Коррозионную устойчивость цементного камня оценивали по проницаемости, которую определяли по коэффициенту фильтрации дистиллированной воды через образец цементного камня и по разности масс образцов камня до погружения в агрессивную среду и после погружения.

Для определения коэффициента фильтрации дистиллированной воды через образец исследуемого камня поступали следующим образом. В медицинский шприц /20 см3/ заливали исследуемый тампонажный раствор высотой 1,0 см и оставляли затвердевать. После 3-суточного твердения в шприц заливали воду и продавливали ее через камень под определенным давлением, которое создавали нагрузкой на поршень разновесами.

По объему прошедшей через образец воды за определенное время оценивали коэффициент фильтрации. Чем больше проницаемость цементного камня, тем больше коэффициент фильтрации.

Экспресс-гравитационная методика определения коррозионной устойчивости цементного камня заключалась в следующем. Исследуемый образец камня погружали в сосуд с водой и взвешивали на электронных весах. После взвешивания образец камня помещали в раствор соляной кислоты с массовой долей 10%. Через определенный промежуток времени образец извлекали из кислоты, помещали в сосуд с водой и снова взвешивали. По разности масс до погружения в раствор кислоты и после погружения определяли потерю массы, по которой определяли коэффициент коррозионного разрушения. Коэффициент коррозионного разрушения - величина, определяемая отношением массы растворившегося камня к исходной массе камня /см. таблицу/.

Пример: опыт 3. В 100 мл воды ввели 1,0 г ПВС и 3 г парафина.

Содержимое нагрели до полного растворения парафина. После расплавления парафина добавили 0,5 г ПАВ и интенсивно перемешали электромешалкой до получения однородной суспензии. После остывания водно-парафиновой суспензии ввели 200 г цемента и тщательно перемешали, после чего определяли параметры тампонажного раствора /см. таблицу/.

Для определения прочности камня на сжатие приготовленный тампонажный раствор заливали в металлические формы /20х20х100 мм/, помещали их в эксикатор с водой и после определенного времени твердения определяли прочность камня на сжатие и коррозионную устойчивость /см. таблицу/.

Из табличных данных следует, что наилучшие показатели достигаются при соотношении ингредиентов, приведенных в опытах 3-5 /см. таблицу/.

Большее чем оптимальное содержание парафина /опыт 8/ приводит к изменению реологических параметров тампонажного раствора /он становится не прокачиваемым: растекаемость 10 см/, а меньшее содержание парафина /опыт 7/ приводит к потере коррозионной устойчивости камня.

Дополнительный технический эффект от использования изобретения заключается в расширении номенклатуры рецептур коррозионно-устойчивых тампонажных растворов, необходимых для цементировочных работ.

Формула изобретения

Тампонажный раствор, включающий цемент и жидкость затворения, содержащую воду, поливиниловый спирт ПВС и поверхностно-активное вещество ПАВ, отличающийся тем, что жидкость затворения дополнительно содержит парафин при следующем соотношении ингредиентов, маc. %: Цемент - 64,20 - 65,70 Парафин - 0,98 - 3,28
ПВС - 0,33 - 0,40
ПАВ - 0,16 - 0,32
Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и используется при цементировании скважин в сложных геологических условиях

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании скважин в сероводородной среде

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции или ограничения водопритока в нефтяные или газовые скважины, для создания изолирующего экрана и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ для ликвидации прорывов воды и снижения обводненности добываемой продукции

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения пластов нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин в сложных горногеологических условиях

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано при регулировании фильтрационных потоков нефтяных пластов, ограничении водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, ликвидации заколонных перетоков воды и газа, отключении отдельных обводнившихся интервалов пласта, выравнивании профилей поглощения в нагнетательных скважинах, при капитальном ремонте скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах, вскрывших коллекторы различной, в том числе низкой, проницаемости
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву горных пород, с низкими положительными или отрицательными температурами

Изобретение относится к области горного дела, а именно к цементированию нефтяных и газовых скважин с аномально низкими пластовыми давлениями

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к реагентам для регулирования технологических свойств тампонажных растворов, используемых в процессе крепления нефтяных, газовых и водяных скважин

Изобретение относится к строительству скважин и может использоваться в производстве тампонажных материалов для крепления нефтяных, газовых и других скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции или ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции водо- и газопритоков в скважины нефтегазонасыщенных коллекторов, преимущественно карбонатных

Изобретение относится к тампонажному материалу облегченному, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к цементированию скважин и может найти применение в нефтяной и газовой промышленности

Изобретение относится к составу тампонажных и буферных жидкостей для герметизации межколонного и межтрубного пространства скважин и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности
Наверх