Комплексный реагент для тампонажных растворов

Изобретение относится к составу комплексного реагента и предназначено для приготовления тампонажных растворов. Технический результат - повышение прочностных и адгезионных свойств тампонажных растворов. Комплексный реагент для тампонажных растворов содержит, мас.%: поливинилацетатную дисперсию 88,9-90,1, нитрилотриметилфосфоновую кислоту 0,9-2,22, дибутилфталат 4,44-4,50, этиленгликоль 4,44-4,50. 1 табл.

 

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин в сложных геолого-технических условиях на водоплавающих залежах, больших углах отхода ствола от вертикали, при наличии каверн и застойных зон и может быть использовано для приготовления тампонажных растворов с высокими прочностными и адгезионными свойствами и их применения в указанных выше условиях.

Известен раствор на основе портландцемента и воды, включающий в качестве комплексного реагента нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) и асбест (А.С. №939729, Е21В 33/138, 10.10.80).

Однако этот раствор экологически опасен, поскольку содержит асбест, а тампонажный камень из этого раствора недостаточно прочен и обладает низкой адгезией к ограничивающим поверхностям.

Указанные недостатки тампонажного раствора частично устраняются использованием комплексного реагента, содержащего поливинилацетатную дисперсию (ПВАД) и соль НТФ - корилата (п. №2179231 Е21В 33/138, 10.02.2002). Этот комплексный реагент по технической сущности близок к предлагаемому и может быть принят за прототип.

Недостатком указанного реагента является то, что при его использовании тампонажный камень имеет недостаточную прочность и адгезию к ограничивающим поверхностям.

Задачей изобретения является разработка реагента, повышающего прочностные и адгезионные свойства тампонажного раствора - камня при температурах до 100°С.

Сущность изобретения заключается в том, что реагент для тампонажных растворов, содержащий ПВАД и добавку, в качестве добавок содержит НТФ, дибутилфталат (ДБФ) и этиленгликоль (ЭГ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПВАД88,9-90,1
НТФ0,9-2,22
ДБФ4,44-4,5
ЭГ4,44-4,5

Из патентной и научно-технической литературы нам не известен реагент для тампонажных растворов, содержащий совокупность указанных выше компонентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого технического решения.

ПВАД производится по ГОСТ 18992-80.

НТФ производится по ТУ 6-09-52-83-86, используется в качестве замедлителя сроков схватывания тампонажных растворов.

ДБФ выпускается по ТУ 6-09-985-81.

ЭГ производится по ГОСТ 19710-83.

Комплексный реагент для тампонажных растворов получают смешиванием ПВАД, НТФ, ДБФ и ЭГ. При этом НТФ является более активной составляющей реагента (рН<1) чем соль этой кислоты - корилат (рН=2,5-3,5). Кислота взаимодействует с компонентами реагента с образованием новых модифицированных веществ с химически активными группами. Образующийся химически активный реагент сложного состава с кислотными свойствами взаимодействует с силикатами цемента, активизирует их гидратацию и твердение с повышением прочностных и адгезионных свойств. ДБФ, ЭГ и их производные с кислотой диспергируют поливинилацетат, пластифицируют тампонажный раствор, подавляют пенообразование. В целом реагент эффективно кольматирует, уплотняет цементный камень, вследствие чего возрастают показатели его прочности и адгезии. Каждый компонент этого реагента в отдельности либо замедляет загустевание, либо снижает прочность и адгезию ниже необходимых пределов (таблица). В совокупности в комплексном реагенте из-за новообразований обеспечивается синергетический эффект и достижение поставленной задачи.

Комплексный реагент в лабораторных условиях готовят смешением расчетных количеств компонентов с последующим перемешиванием мешалкой до получения однородной массы, затем растворяют его в воде и затворяют цемент, определяют свойства тампонажного раствора. Образцы твердеют в течение 24 часов. Адгезию определяют методом выдавливания цементного образца из стальной обоймы при создании нагрузки прессом.

В таблице приведены результаты определения прочности и адгезии тампонажного раствора - камня с добавками реагента, с различным соотношением компонентов, в наибольшей степени повышающих прочность камня и его адгезию к металлу обсадных труб.

Установлено, что в комплексном реагенте оптимальным является содержание ПВАД 88,9-90,1%, НТФ 0,9-2,22%, ДБФ и ЭГ по 4,44-4,5%. За пределами этих концентраций реагент вызывает увеличение или сокращение сроков загустевания, снижение прочности и адгезии цементного раствора - камня до технологически неприемлемых значений.

Добавка 1% комплексного реагента к массе цемента при одних и тех же условиях твердения увеличивает прочность и адгезию цементного камня в большей степени, чем реагент по прототипу. При этом сроки загустевания находятся в технологически необходимых пределах.

Из существующего уровня техники нам не известно, что ингредиенты, входящие в состав комплексного реагента в заданном соотношении, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Пример применения тампонажного состава в промысловых условиях.

Во время затворения тампонажного раствора заранее приготовленная суспензия, содержащая ПВАД, НТФ, ДБФ и ЭГ, растворяется в мерниках цементировочного агрегата, в котором набран требуемый для цементирования объем жидкости затворения.

Предлагаемый состав тампонажного раствора испытывался в промысловых условиях на трех скважинах Тевлинско-Русскинского и двух скважинах Равенского месторождений.

Интервал цементирования на скважинах составлял в среднем 2400 -2600 м по вертикали, пластовая температура на забое - 68°С, требуемый объем тампонажного раствора - 7 м3, требуемая масса цемента ПЦТ I-G 10 т.

На базе тампонажного предприятия за 6 часов до начала цементировочных работ была приготовлена суспензия реагента, состоящая из ПВАД, НТФ, ДБФ и ЭГ, смешанная в следующем количестве:

- ПВАД - 100 кг(90,1%);

- НТФ - 1 кг (0,9%);

- ДБФ - 5 кг (4,5%);

- ЭГ - 5 кг (4,5%).

В мерники цементировочного агрегата, в котором было набрано 4 м3 технической воды, предназначенной для затворения тампонажного раствора, ввели приготовленный комплексный реагент в количестве 1% к массе цемента. После циркуляции полученного раствора в течение 5 минут произвели приготовление цементного раствора. При этом тампонажно-технологические показатели раствора и камня были следующие:

плотность2000 кг/м3
водоотделение0%
прочность (через 1 сут при 68°С), изгиб/сжатие10,2/35,8 МПа
водоотдача90 см3/30 мин
время загустевания100 мин
растекаемость200 мм
адгезия цементного камня к ограничивающей поверхности4,2 МПа.

Цементирование опытных скважин прошло без осложнений.

По результатам геофизических исследований (АКЦ) установлено повышение плотности контактов цементного камня с колонной и породой, межпластовые перетоки отсутствуют.

Таким образом, техническим результатом изобретения является повышение качества крепления скважин и разобщения пластов.

Источники информации

1. AC №939729, Е21В 33/138, от 10.10.1980 г.

2. Патент РФ №2179231 от 10.02.2002 приоритет 18.04.2000 г.

Таблица
Состав реагента, свойства тампонажного раствора
№ ппСостав реагента, %Свойства тампонажного раствора - камня с добавкой 1% реагента при твердении 24 часа
ПВАДНТФДБФЭГКорилатТемпература твердения, °СПрочность камня на изгиб, МПаПрочность камня на сжатие, МПаАдгезия камня к металлу, МПаВремя загустевания при давлении 30 МПа, минПримечания
1-----753,69,81,5150
2100----752,67,11,1370
3-100---75----Не загущается
4--5050-754,111,82,3310
585,00,67,27,2-756,819,49,790
690,10,94,54,5-755,526,68,6180
788,92,224,444,44-753,622,57,7201
892,03,02,52,5-752,48,83,3482
990,10,94,54,5-10012,642,06,2161
1088,92,224,444,44-1007,830,05,5188
1199,6---0,475--3,0203По прототипу
1299,6---0,4100--4,5100По прототипу

Комплексный реагент для тампонажных растворов, содержащий поливинилацетатную дисперсию и добавки, отличающийся тем, что в качестве добавок он содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту, дибутилфталат и этиленгликоль при следующем содержании компонентов, мас.%:

Поливинилацетатная дисперсия88,9-90,1
Нитрилотриметилфосфоновая кислота0,9-2,22
Дибутилфталат4,44-4,50
Этиленгликоль4,44-4,50



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов, и может быть использовано для повышения эффективности выработки запасов многопластовых залежей нефти.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта, и может быть использовано при добыче нефти и газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки вязкоупругих жидкостей-песконосителей для гидравлического разрыва малопроницаемых газо- и нефтенесущих пластов с целью повышения их нефтеотдачи.

Изобретение относится к химическим составам для обработки скважин, в том числе поглощающих, для снижения содержания сероводорода в газовом пространстве скважин при проведении ремонтных, исследовательских или других работ.

Изобретение относится к химическим составам для обработки скважин, в том числе поглощающих, для снижения содержания сероводорода в газовом пространстве скважин при проведении ремонтных, исследовательских или других работ, может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности в условиях нормальных и низких пластовых давлений.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при их капитальном ремонте. .
Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин в зоне продуктивного пласта при умеренных температурах.

Изобретение относится к органической химии, а именно к синтезу неизвестных ранее N-[алкилфеноксиполи(этиленокси)карбонилметил]-морфолиний хлоридов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при блокировании призабойной зоны пласта и глушении газовых скважин, вскрывших продуктивный пласт высокой проницаемости, а также при проведении капитального ремонта скважин - КРС.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при блокировании призабойной зоны пласта и глушении газовых скважин, вскрывших продуктивный пласт высокой проницаемости, а также при проведении капитального ремонта скважин - КРС.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления высокоминерализованных, в том числе пластовых, вод и их смесей с газоконденсатом из низкодебитных газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий

Изобретение относится к сухим смесям для получения буферных растворов с регулируемой плотностью, используемых при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и других скважинах
Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород, а также наличием в разрезе нефтегазонасыщенных и водогазонасыщенных пластов с различными давлениями
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым в наиболее эффективных технологических процессах добычи нефти, газа и бурения скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым в наиболее эффективных технологических процессах добычи нефти, газа и бурения скважин

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах
Наверх