Тампонажный состав

Изобретение относится к тампонажным растворам, предназначенным для цементирования скважин в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат изобретения - повышение качества крепления скважин за счет использования пластичного цементного раствора с регулируемым временем схватывания, обеспечивающим высокие прочностные и адгезионные свойства цементного камня. Тампонажный раствор, включающий цемент, воду и добавку, в качестве указанной добавки содержит побочный продукт от производства гептила следующего состава, мас.%: натрий сернокислый - Na2SO4 95,5-97,0, нитрат натрия - NaNO3 0,5-1,0, хлористый натрий - NaCl 0,6-1,2, сернокислый кальций - CaSO4 0,4-1,0, нитрит натрия - NaNO2 не более 0,5, оксид железа - Fe2О3 не более 0,03, ионы магния Mg2+ не более 0,1, нерастворимый в воде остаток не более 0,4, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: цемент 100, указанный побочный продукт от производства гептила 2,0-5,0, вода 40-50. 2 табл.

 

Изобретение относится к тампонажным растворам, предназначенным для цементирования скважин в нефтяной и газовой промышленности.

Известен тампонажный раствор, содержащий тампонажный портландцемент, конденсированную сульфитспиртовую барду (КССБ) в количестве от 0,1 до 0,7% к массе портландцемента и воду при водоцементном отношении от 0,5 до 0,4 [Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987, с.53].

Тампонажный раствор не обеспечивает необходимых сроков схватывания и прочности цементного камня.

Наиболее близким к предлагаемому составу, по назначению и совокупности существенных признаков, является тампонажный раствор, содержащий портландцемент, воду и нитрит натрия, содержащий добавку - жидкость плотностью 1183 кг/м3, с концентрацией следующих реагентов, мас.%:

нитрит натрия15,2...22,3
нитрат натрия0,69...1,96
сульфат натрия4,76
хлорид натрия0,08...8,25
карбонат натрия0,40...1,5 7

При следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:

цемент100
указанная добавка20...30
вода20...30

Недостатками известного тампонажного раствора являются его низкая пластичность (растекаемость) и короткое время схватывания, что приводит к существенному ухудшению прокачиваемости цементного раствора, нарушению сплошности цементного камня в кольцевом пространстве и, как результат, снижению качества крепления скважин.

Задачей изобретения является повышение качества крепления скважин за счет использования пластичного цементного раствора с регулируемым временем схватывания, обеспечивающим высокие прочностные и адгезионные свойства цементного камня.

Для решения указанной задачи тампонажный раствор, включающий портландцемент, воду и добавку, в качестве указанной добавки содержит побочный продукт производства гептила с концентрацией следующих ингредиентов, мас.%:

натрий сернокислый (Na2SO4)95,0...97,0
нитрат натрия (NaNO3)0,5...1,0
хлористый натрий (NaCl)0,6...1,2
сернокислый кальций (CaSO4)0,4...1,0
нерастворимый в воде остатокне более 0,4
ионы магния (Mg2+)не более 0,1
оксид железа (Fe2О3)не более 0,03
нитрит натрия (NaNO2)не более 0,5
водане более 1,0

При следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

цемент100
указанная добавка2,0...5,0
вода40...50

Побочный продукт производства гептила выпускается в виде порошка белого цвета по ТУ 2141-114-05766575-2004.

Достигаемый при осуществлении изобретения технический результат - одновременное повышение пластичности (растекаемости) цементного раствора, сокращение времени его схватывания, а также повышениие прочностных и адгезионных свойств цементного камня обусловлен комбинированным влиянием солей предлагаемой добавки на основные стадии формирования цементного камня: растворение оксидов кальция и кремния, их взаимодействие в растворе и кристаллизацию образовавшихся силикатов.

Результаты лабораторных исследований показали, что побочный продукт производства гептила целесообразно применять в количестве 2,0-5,0 мас.ч. к цементу. Меньшее количество (менее 2,0 мас.ч.) его в цементе не оказывает существенного влияния на время схватывания цементного раствора, а также прочностные и адгезионные характеристики цементного камня. Увеличение количества побочного продукта производства гептила в цементе (свыше 5,0 мас.ч.) существенно ускоряет время начала схватывания цементного раствора - до 1 ч, что является неприемлемым для проведения ремонтно-изоляционных и ремонтно-восстановительных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Сравнение заявляемого тампонажного раствора с прототипом свидетельствует о том, что предлагаемый состав обладает новым качественным и количественным свойством, поэтому заявляемое техническое решение соответствует критерию изобретения «новизна».

Для проведения лабораторных исследований использовали портландцемент по ГОСТ 1581-91. Приготовление тампонажных растворов и определение их основных технологических параметров: растекаемость, время схватывания проводили согласно ГОСТ 26798.1-85; прочность цементного камня - по ГОСТ 26798.2-85. Пластифицирующий эффект от предлагаемого тампонажного раствора оценивали по сравнению с бездобавочным цементным раствором (ПЭ1] или прототипом (ПЭ2) по формуле:

,

Д1 - растекаемость предлагаемого тампонажного раствора;

Д2 - растекаемость бездобавочного тампонажного раствора (или прототипа) при одинаковом водоцементном отношении.

Цементный тампонажный состав готовился следующим образом. Навеску побочного продукта производства гептила смешивали с пресной водой и полученной смесью затворяли цемент. Для испытания было приготовлено несколько предлагаемых составов с различными соотношениями ингредиентов (см. таблицу 1). Все измерения проводились при температуре 22±2°С.

В таблице 2 приведены характеристики цементного раствора и цементного камня на основе предлагаемых составов и известного, а также цемента без добавок.

Видно, что с увеличением количества побочного продукта производства гептила с 2,0 до 5,0 мас.ч. увеличивается растекаемость цементного раствора, при этом пластифицирующий эффект предлагаемого раствора по сравнению с прототипом возрастает на 28-39%, а по сравнению с цементом без добавки - на 15-25%. Время начала схватывания изменяется в интервале 6-2 ч. Прочностные и адгезиионные характеристики цементного камня остаются на высоком уровне. Оптимальные характеристики цементного раствора и цементного камня достигаются при добавлении побочного продукта производства гептила в количестве 3,0 мас.ч. к цементу. При этом время начала схватывания цементного раствора составляет 4 ч, пластифицирующий эффект по сравнению с прототипом равен 33%, прочность на изгиб, сжатие достигает соответственно 5,4; 15,5 МПа, адгезия цементного камня к поверхности породы, металла и старого цементного камня выше, чем у прототипа.

Полученные данные свидетельствуют о том, что по сравнению с прототипом предлагаемый тампонажный состав является высокопластичным, обладает оптимальным временем схватывания и обеспечивает высокие прочностные и адгезионные свойства цементного камня.

Таким образом, применение предлагаемого цементного раствора в нефтегазодобывающей промышленности позволит повысить качество цементирования и долговечность крепи скважины.

Таблица 1

Компоненты предлагаемого тампонажпого состава и ингредиенты побочного продукта производства гептила
Тампонажный состав12345
цемент, мас.ч.100100100100100
вода, мас.ч.4045505050
побочный продукт производства гептила, мас.ч. (мас.%):2,0(100)2.5(100)3,0(100)5,0(100)0
натрий сернокислый (Na2SO4)1,900(95,00)2,425(97,00)2,880(96,00)4,800(96,00)-
нитрат натрия (NaNO3)0,020(1,00)0,013(0,50)0,021(0,70)0,035(0,70)-
хлористый натрий (NaCl)0,024(1,20)0,015(0,60)0,030(1,00)0,050(1,00)-
сернокислый кальций (CaSO4)0,020(1,00)0,010(0,40)0,018(0,80)0,030(0,80)-
нерастворимый в воде остаток0,008(0,40)0,005(0,20)0,009(0,30)0,015(0,30)-
ионы магния (Mg2+)0,002(0,10)0,003(0,10)0,002(0,05)0,003(0,05)-
оксид железа (Fe2О3)0,001(0,03)0,000(0,00)0,001(0,02)0,001(0,02)-
нитрит натрия (NaNO2)0,010(0,50)0,013(0,50)0,009(0.30)0,015(0,30)-
вода0,015(0,77)0,017(0,70)0,050(0,83)0,051(0,83)-

Таблица 2
Свойства цементного раствора и цементного камня по предлагаемому и известному тампонажным составам
Тампонажный составРастекаемость, смВремя схватывания, ч-минПрочность цементного камня через 2 сут, МПаАдгезия цементного камня через 2 сут, МПаПЭ1,%ПЭ2,%
началоконецна изгибна сжатиек породек металлук цементу
123,06-008-004,512,51,141,051,111528
224,05-307-304,913,31,201,221,232033
324,04-006-005,415,51,411,561,382033
425,02-003-005,014,41,351,331,262539
520,08-0010-003,79,40,980,820,72--
прототип18,01-152-305,215,81,001,400,90отсутствует
ПЭ1 - пластифицирующий эффект по отношению к цементу без добавки

ПЭ2 - пластифицирующий эффект по отношению к прототипу

Тампонажный раствор, включающий цемент, воду и добавку, отличающийся тем, что в качестве указанной добавки он содержит побочный продукт от производства гептила следующего состава, мас.%:

Натрий серно-кислый Na2SO495,5-97,0
Нитрат натрия NaNO30,5-1,0
Хлористый натрий NaCl0,6-1,2
Серно-кислый кальций CaSO40,4-1,0
Нитрит натрия NaNO2Не более 0,5
Оксид железа Fe2O3Не более 0,03
Ионы магния Mg2+Не более 0,1
Нерастворимый в воде остатокНе более 0,4

при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Цемент100
Указанный побочный продукт
от производства гептила2,0-5,0
Вода40-50



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам смазочных добавок для буровых растворов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин, в частности для установки цементных мостов при консервации и ликвидации скважин в сложных геолого-технических условиях при наличии многолетнемерзлых пород, требующих повышенной надежности разобщения ствола скважин.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам пониженной плотности на водной основе, предназначенным для бурения и заканчивания 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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для временной изоляции пласта при капитальном ремонте скважин. .
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 бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям, применяемым при вскрытии продуктивных пластов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции
Изобретение относится к биотехнологиям в нефтедобывающей промышленности, в частности к третичным методам повышения нефтеотдачи пластов путем комплексного воздействия на пласт микроорганизмами и химическими реагентами

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения продуктивности нефтяных и увеличению приемистости нагнетательных скважин путем разглинизации призабойной зоны пласта скважины, представленной низкопроницаемыми терригенными глинистыми коллекторами и/или снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор глинистым материалом
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин, в частности, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в наклонном интервале

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным растворам, используемым при ликвидации негерметичности обсадных колонн газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород, а также наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам, используемым для ограничения водопритоков и заколонных пластовых перетоков при бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам для буровых растворов
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно, к буровым растворам для вскрытия продуктивного пласта-коллектора

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к строительству скважин и их капитальному ремонту, а именно при креплении обсадных колонн и создании флюидоупорных изоляционных покрышек в интервале хемогенных отложений, а также к процессу эксплуатации месторождений и ликвидации скважин
Наверх