Тампонажный состав

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, при строительстве скважин в части крепления и проведении ремонтно-изоляционных работ, а также в промышленности строительных материалов при производстве бетонов, строительных растворов. В тампонажный состав, содержащий цемент, пластификатор, в состав которого входят натриевые соли органических кислот - адипинаты натрия, и воду, добавляют стабилизатор, в качестве которого используют водорастворимый полимер, а в качестве пластификатора - реагент РДН-У при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: цемент - 52,46-76,92, РДН-У в перерасчете на адипинаты натрия - 0,066-0,41, водорастворимый полимер - 0,05-1, вода - остальное. Технический результат - улучшение реологических характеристик вяжущих растворов и механических свойств камня, повышение эффективности проведения ремонтно-изоляционных работ, улучшение крепи скважины и увеличение сроков эксплуатации в коррозионно-активной, агрессивной среде. 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, при строительстве скважин в части ее крепления и проведении ремонтно-изоляционных работ, а также в промышленности строительных материалов при производстве бетонов, строительных растворов.

Известны тампонажные составы на основе портландцемента (ПЦТ) и различных добавок, в качестве которых могут быть использованы бентонит, асбестовые отходы, шлак, песок, вещества ускорители-замедлители сроков схватывания и др. (Бурение нефтяных и газовых скважин. Н.И.Шацов, Гостоптехиздат, 1961, стр.460-466).

Основными недостатками таких составов являются недостаточная подвижность, большое водотвердое отношение (0,6-0,7), низкая прочность, в связи с чем невозможность создания надежной крепи скважины и качественной изоляции.

Известен тампонажный состав, взятый авторами за прототип (АС №1167306), включающий добавку в воду затворения в качестве пластификатора продукта отхода азотной промышленности - щелочного стока производства капролактама (ЩСПК).

Недостатком данного состава является его низкая седиментационная устойчивость.

В зависимости от условия применения следует использовать тампонажные составы с пониженной водоотдачей цементного раствора и реологической характеристикой, обеспечивающей турбулентный режим прокачки цементного раствора. Наиболее перспективным методом изменения параметров вяжущих растворов считается введение различных добавок в цементный клинкер.

Технический результат изобретения - повышение эффективности состава за счет увеличения седиментационной устойчивости, низкой водоотдачи, высокой изолирующей способности и повышенной адгезии на контактах с колонной и горной породой.

Технический результат достигается тем, что в тампонажный состав, содержащий вяжущее, пластификатор, в состав которого входят натриевые соли органических кислот - адипаты натрия, и воду, добавляют стабилизатор, в качестве которого используют водорастворимые полимеры, а в качестве пластификатора - реагент РДН-У при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Цемент52,46-76,92
РДН-У в перерасчете на адипаты натрия0,066-0,41
Водорастворимый полимер0,05-1
ВодаОстальное

Комплексная обработка раствора химически совместимыми пластификатором и стабилизатором придает данному вяжущему составу высокую степень подвижности и пластичности, а также непроницаемый, без усадки, коррозионно-целостный камень.

Предварительная оценка действия реагентов устанавливалась по данным седиментационного анализа.

Процесс седиментации интенсифицируется с ростом водотвердого отношения (ВТО) и увеличением плотности частиц твердой фазы. С ростом температуры и давления седиментационная устойчивость тампонажных суспензий повышается, так как ускоряется процесс гидратации. В настоящее время сформулированы основные принципы повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов, заключенные в уменьшении плотности твердой составляющей цементного раствора и увеличение плотности жидкости затворения (или воды), сокращении сроков схватывания, удовлетворяющих технологическим условиям проведения процесса, структурировании жидкости затворения.

Предварительная оценка воды затворения по данным седиментационного анализа позволяет целенаправленно выбирать реагенты для обработки тампонажного раствора, повышающие его стабильность, снижающие степень фильтрации и повышающие подвижность.

Данные седиментационного анализа при температурах 20 и 70°С приведены в таблице 1.

Из сопоставления данных заявляемого состава и прототипа видно, что преобладающий радиус частиц у заявляемого состава ниже в 3 раза, чем у прототипа, к тому же динамическая вязкость дисперсионной среды выше, что дает право предполагать о более высокой седиментационной устойчивости заявляемой суспензии, нежели у прототипа.

К тому же сопоставимый анализ реологических свойств тампонажных суспензий показывает, что заявляемый состав обладает низкой водоотдачей при высокой подвижности (см. таблицу 2).

Оценивая поверхностную активность реагентов, можно отметить наибольшую смачивающую способность и наивысшую капиллярную активность у комплексного состава, содержащего вяжущий материал, 0,41% натриевых солей органических кислот, 0,5% водорастворимого полимера ОЕС (оксиэтилцеллюлозы) и дистиллированную воду.

Сопоставление сроков схватывания загустевания, прочностных характеристик, приведенных в таблице 3, показывают наилучшие параметры у заявляемого состава.

Предлагаемый состав отличается от известного использованием стабилизаторов. В научно-технической и патентной литературе такой состав для достижения поставленной технической цели не встречается. Поэтому полагаем, что предлагаемое техническое решение соответствует критериям «изобретательский уровень» и «новизна».

Таблица 1

Данные седиментационного анализа тампонажных материалов
Состав воды затворения вяжущего материала, мас.%Температура проведения экспериментов - 20°СТемпература проведения экспериментов - 70°С.Название состава
Динамическая вязкость, Па·с·10-3Преобладающий радиус, мкм при времени затворения, минДинамическая вязкость, Па·с·10-3Преобладающий радиус, мкм при времени затворения, мин
3153031530
1дистиллированная вода16,97,859,30,9987,48,3511,0
20,08% натриевых солей органических кислот в дистиллированной воде2,893,12,982,882,752,692,882,39прототип
30,41% натриевых солей органических кислот в дистиллированной воде2,992,933,22,662,742,562,212,15прототип
40,41% натриевых солей органических кислот

0,5% ОЕС

дистиллированная вода 33,03%

цемент 66,06%
3,260,9590,8890,9543,231,200,9530,91заявляемый

Таблица 2

Параметры цементных суспензий ВЦО-0,5, ПЦТ-G-CCI
Состав воды затворения вяжущего материала, мас.%Плотность цементной суспензии, кг/м3Растекаемость, ммВодоотдача, см3/30 минНазвание состава
1дистиллированная вода1820145174
20,08% натриевых солей органических кислот в дистиллированной воде181023093прототип
30,41% натриевых солей органических кислот в дистиллированной воде180525079прототип
40,41% натриевых солей органических кислот

0,5% ОЕС

дистиллированная вода 33,03%

цемент 66,06%
156023322заявляемый

Таблица 3
Характеристика тампонажных материалов на основе ПЦТ-G-CCI, ВЦО-0,5
Состав воды затворения вяжущего материала, мас.%Время загустеванияСроки схватывания, часыПрочность, МПаНазвание состава
началоконецизгибсжатие
1дистиллированная вода2 часа3 часа6 часов2,12,7
20,08% натриевых солей органических кислот в дистиллированной воде4 часа9 часов10 часов23прототип
30,11% натриевых солей органических кислот в дистиллированной воде5 часов9 часов10 часов1,82,9прототип
40,41% натриевых солей органических кислот

0,5% ОЕС

дистиллированная вода 33,03%

цемент 66,06%
6 часов9 часов11 часов1,84заявляемый

Тампонажный состав, содержащий цемент, пластификатор, в состав которого входят натриевые соли органических кислот - адипинаты натрия, и воду, отличающийся тем, что добавляют стабилизатор, в качестве которого используют водорастворимый полимер, а в качестве пластификатора - реагент РДН-У при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Цемент52,46-76,92
РДН-У в перерасчете на адипинаты натрия0,066-0,41
Водорастворимый полимер0,05-1
ВодаОстальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для освоения выходящих из бурения скважин, а также для интенсификации работы действующих скважин как обсаженных, так и скважин с открытым стволом, за счет растворения неорганических и органических отложений в стволе скважины и призабойной зоне пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при приготовлении обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины.

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.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно, к буровым растворам для вскрытия продуктивного пласта-коллектора. .
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам для буровых растворов. .
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 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 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 получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации добычи нефти и газа на указанных объектах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых и газоконденсатных скважин с межколонными газопроявлениями, расположенных, в частности, в зоне многолетнемерзлых пород (ММП)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых и газоконденсатных скважин с межколонными газопроявлениями, расположенных, в частности, в зоне многолетнемерзлых пород (ММП)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам - ГОС для глушения скважин при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для крепления газонефтяных скважин, преимущественно с горизонтальными стволами

Изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин, конкретнее к снижению поглощения жидкостей для обработки скважин

Изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин, конкретнее к снижению поглощения жидкостей для обработки скважин

Изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин, конкретнее к снижению поглощения жидкостей для обработки скважин
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, конкретно, к тампонажным материалам, применяемым при креплении нефтяных и газовых скважин
Наверх