Комплексный реагент для высокотемпературных тампонажных растворов

Изобретение относится к креплению нефтяных, газовых и гидротермальных скважин с температурой до 300°С на забое, а именно для регулирования свойств высокотемпературных тампонажных растворов на шлаковой основе. Комплексный реагент для высокотемпературных тампонажных растворов содержит карбоксиметилцеллюлозу и реагент "Крепь" при следующем соотношении компонентов, мас%: карбоксиметилцеллюлоза 80-91, реагент "Крепь" 9-20. Данный реагент дополнительно может содержать фосфоновый комплексон в количестве 2-10 мас.%. Технический результат выражается в том, что при использовании реагента по изобретению в тампонажном растворе последний седиментационно устойчив даже при высоких значениях температуры и давления в скважине, при низких водоцементных отношениях усиливается пластификация раствора, снижается контракционный эффект. 1 табл., 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к креплению нефтяных, газовых и гидротермальных скважин с температурой до 300°С на забое, а именно для регулирования свойств высокотемпературных тампонажных растворов на шлаковой основе.

Известно использование в качестве регуляторов свойств тампонажных растворов на шлаковой основе комплексного реагента для тампонажных растворов, содержащего, мас.%: УЩР (углещелочного реагента) 48,0-53,0; лигносульфонат 45,5-50,0; кремнийорганические соединения 1,5-2,0 (см. SU №1719618 А1).

Недостатками этого реагента является седиментационная неустойчивость раствора, короткие сроки загустевания, усадка тампонажного камня, отсутствие адгезии к трубе и породе.

Наиболее близким (прототип) является комплексный реагент для тампонажных растворов, содержащий, мас.%: карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) 28,6-33; отход производства себациновой кислоты 40,0-57,1; сернокислый аммоний 13,4-28,6. (см. SU №2078908 А1).

Недостатками его являются короткие сроки схватывания для высокотемпературных тампонажных растворов, седиментационная неустойчивость раствора, его высокая контракция и усадка камня в условиях твердения при высоких температурах и давлениях.

При использовании известных реагентов, в результате прорыва пластового флюида по заколонному пространству, образуются каналы на самых ранних стадиях формирования цементного кольца. На начальных стадиях твердения тампонажного раствора возникает прорыв по самому цементному камню, когда формируются сообщающиеся поры и капилляры в структуре камня. Причем эти явления ускоряются в условиях высоких температур и давлений.

На более поздних стадиях, при низких водоцементных отношениях и высокой седиментационной устойчивости при применении полимеров, прорыв газа по цементному камню не имеет места, но в результате контракционных эффектов формируются каналы на границах "камень-обсадная колонна" или "камень-горная порода".

Целью изобретения является улучшение изолирующей способности высокотемпературных тампонажных растворов на шлаковой основе, снижение контракционных эффектов, обеспечение адгезии при сохранении необходимых сроков загустевания, пластификации и обеспечения закачки тампонажных растворов в затрубное пространство с полным его заполнением.

Поставленная цель достигается тем, что комплексный реагент для высокотемпературных тампонажных растворов, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, дополнительно содержит реагент "Крепь" при следующих соотношениях компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлозы 80:91, реагент "Крепь" 9-20. Данный реагент дополнительно может содержать фосфоновый комплексен в количестве 2-10 мас.%.

Реагент готовят смешением расчетных количеств компонентов. Реагент серии "Крепь" представляет собой минеральную соль алюминия и приготавливается по ТУ 2231-233-00147001-2001, разработанному ОАО "НПО "Бурение".

Совокупность заявляемых компонентов в пределах их содержания в смеси обеспечивает получение технического результата, который выражается в том, что при внесении заявляемого реагента в тампонажный раствор последний получается седиментационно устойчив даже при высоких значениях температуры и давления в скважине, при низких водоцементных отношениях усиливается пластификация раствора, снижается контракционный эффект. Причем соотношение двух компонентов реагента является лучшим для утяжеленных тампонажных шлаковых растворов, а для высокотемпературных тампонажных растворов нормальной плотности более эффективным регулятором свойств является трехкомпонентный реагент.

Реагент КМЦ имеет предел термостойкости 120-140°С, что для шлаковых тампонажных растворов является недостаточным для регулирования сроков загустевания и схватывания, когда необходим предел до 250°С. При заявляемых соотношениях компонентов реагента карбоксильная группа КМЦ реагирует с алюминатной составляющей реагента "Крепь", повышая его термостойкость и стабильность в условиях твердения высоких температур и давлений. Так как в утяжеленных растворах содержится меньший процент СаО, чем в шлаковых растворах нормальной плотности, а процесс загустевания тампонажного раствора зависит от этого компонента, то более эффективно регулирование свойств шлакового раствора трехкомпонентным реагентом, содержащим дополнительно фосфоновый комплексон в количестве 2-10% к массе двухкомпонентного комплекса. Соотношение реагента в тампонажном растворе составляет 0,2-1,2% к массе вяжущего.

В заявляемой совокупности компонентов реагент "Крепь" проявляет новое свойство замедлителя сроков схватывания тампонажного раствора.

Исследования воздействия реагента на высокотемпературные шлаковые вяжущие проведены согласно соответствующим ГОСТам или ОСТам. Результаты исследований представлены в таблице.

Тампонажные растворы готовились на основе "термосолестойких тампонажных цементов ЦТТ-160, ЦТТ-250, ЦТТУ-1,2-100, ЦТТУ-1,2-250 по ТУ 39-00147001-170-97, разработанных в ОАО "НПО "Бурение" и поставляемых для цементирования высокотемпературных скважин.

Пример 1. Смешивают 2,0 г (80 мас.%) карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, 0,5 г (20 мас.%) "Крепь" (алюминатное соединение) и к массе основного комплекса добавляют 0,05 г (2,0 мас.%) нитрило-триметилфосфоновой кислоты (НТФ). Образующуюся смесь растворяют в воде. Доводят объем раствора до 400 мл и затворяют 1000 г цемента ЦТТ-160. Проводят лабораторные испытания согласно ТУ 39-00147001-170-97: плотность тампонажного раствора 1870 кг/м3, растекаемость 215 мм, водоотделение нулевое, водоотдача (Baroid P=7,0 МПа) составляет 80 см3/30 мин, время загустевания до 30 YEK при t=120°C и Р=40 МПа 96 мин, прочность при изгибе через 24 часа при t=20°С и Р=40 МПа 6,35 МПа (см. опыт 9).

Пример 2. Смешивают 4,0 г (90,91 мас.%) карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, 0,4 г (9,09 мас.%) "Крепь" (алюминатное соединение) и к массе основного комплекса добавляют 0,2 г (4,54 мас.%) нитрило-триметилфосфоновой кислоты (НТФ). Образующуюся смесь растворяют в воде. Доводят объем раствора до 310 мл и затворяют 1000 г цемента ЦТТУ-2-250. Проводят лабораторные испытания. Плотность тампонажного раствора 2190 кг/м3, растекаемость 195-200 мм, водоотделение нулевое, водоотдача (Baroid Р=7 МПа) составляет 15 см3/30 мин, время загустевания до 30 YEK при t=200°C и Р=50 МПа 140 мин, прочность при изгибе через 8 часов твердения при t=200°C и Р=50 МПа 4,3 МПа (см. опыт 5).

Пример 3. Смешивают 4,0 г (90,91 мас.%) карбоксиметилцеллюлозы КМЦ, 0,4 г (9,09 мас.%) "Крепь". Образующуюся смесь растворяют в воде. Доводят объем раствора до 350 мл и затворяют 1000 г цемента ЦТТУ-1-250. Проводят лабораторные испытания согласно ТУ. Плотность тампонажного раствора 2117 кг/м3, растекаемость 235 мм, водоотделение нулевое, водоотдача составляет 13 см3/30 мин, время загустевания до 30 YEK при t=200°C и Р=50 МПа 190 мин, прочность при изгибе через 8 часов твердения при t=200°C и Р=50 МПа 4,2 МПа (см. опыт 6).

В таблице также приведены результаты исследований тампонажного раствора с реагентами аналогами (см. опыт 1, 2, 7).

Из таблицы видно, что по сравнению с аналогами заявляемый реагент обеспечивает высокотемпературному тампонажному раствору такие свойства, как низкая водоотдача, седиментационная устойчивость, высокая прочность цементного камня и сроки загустевания соответствуют геолого-техническим условиям скважины.

№ п/пСоставВ/ТРастекаемость, ммПлотность, кг/м3Водоотделение, %Загустевание до 30 УЕК, минПрочность, МПаВодоотдача, см3/30 мин
Цемент (1000 г)Реагенты, гизгибсжатие
КрепьНТФКМЦ
ЦТТ-250 (Т=200°С; Р=50 МПа)
1ЦТТ-25015--0,4521518103,84153230
2ЦТТ-25062-0,45>220180014142300
3ЦТТ-2500,4 (9,09)0,2 (4,54)4 (90,91)0,41210-22018500,013210,523,916
4ЦТТ-250-0,640,4123018400,11607,819,714
ЦТТУ1,2-250 (Т=200°С; Р=50 МПа)
5ЦТТУ2-2500,4 (9,09)0,2 (4,54)4 (90,91)0,31195-20021900,01404,310,015
6ЦТТУ1-2500,4 (9,09)-4 (90,91)0,3523521170,01904,28,013
7ЦТТУ1-2500,40,2-0,3524021104,5913,07,0400
ЦТТ-160 (Т=120°С; Р=40 МПа)
8ЦТТ-1600,4 (9,09)0,2 (4,54)4 (90,91)0,4018518800,02507,014,036
9ЦТТ-1600,5 (20)0,05 (2)2 (80)0,4021518700,0966,3512,880

1. Комплексный реагент для высокотемпературных тампонажных растворов, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, отличающийся тем, что он дополнительно содержит реагент "Крепь" при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза80-91
Реагент "Крепь"9-20

2. Комплексный реагент по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит фосфоновый комплексон в количестве 2-10% к его массе.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе для бурения и заканчивания скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам восстановления проницаемости углеводородсодержащих пластов, и может найти применение при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин для увеличения их дебита.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефти из неоднородного нефтяного пласта, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов и изоляции обводнившихся скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при изготовлении тампонажных растворов, предназначенных для крепления скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и консервации скважин и способам их приготовления и применения, к составам буровых растворов, жидкостей для перфорации и гравийной набивки, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины.

Изобретение относится к технологии строительства скважин, а именно к составу безглинистых буровых растворов, используемых для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к способам получения активированного бентонита и может быть использовано для изготовления активированных бентонитов для буровых растворов и других технологических процессов, в которых предусмотрено применение активированного бентонита.

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к подготовке цементирования обсадных колонн. .

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к подготовке цементирования обсадных колонн. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для приготовления гидрофобных эмульсий и к гидрофобным эмульсиям, применяемым при заканчивании, глушении нефтяных и газовых скважин, в качестве базового реагента для приготовления технологических жидкостей в технологических процессах повышения нефтеотдачи пластов и капитальных ремонтов скважин, для обеспечения фильтрации между нефтяным или газовым пластом и скважиной в процессе ее эксплуатации, а также при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений на любой стадии заводнения, увеличения нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к капитальному ремонту, проводимому в процессе эксплуатации месторождений, и ликвидации скважин, выполнивших свое назначение
Изобретение относится к области бурения скважин и может применяться при бурении бетона и особо прочных пород алмазными коронками

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям, применяемым при вскрытии продуктивных пластов
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притоков пластовой воды в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притоков пластовой воды в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для временной изоляции пласта при капитальном ремонте скважин

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки и разглинизации призабойной зоны пласта (ПЗП), и может быть использовано в процессе освоения скважин и их эксплуатации с целью интенсификации притока нефти из пласта, сложенного преимущественно терригенными коллекторами и терригенными коллекторами с карбонатными включениями

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки и разглинизации призабойной зоны пласта (ПЗП), и может быть использовано в процессе освоения скважин и их эксплуатации с целью интенсификации притока нефти из пласта, сложенного преимущественно терригенными коллекторами и терригенными коллекторами с карбонатными включениями
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам пониженной плотности на водной основе, предназначенным для бурения и заканчивания скважин
Наверх