Тампонажный состав

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Технический результат - снижение проницаемости цементного камня и повышение его прочности в ранние сроки твердения при низких положительных температурах. Тампонажный состав включает портландцемент и жидкость затворения, содержащую воду, метилцеллюлозу, меламиноформальдегидную смолу, хлористый кальций и кремнегель, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: портландцемент 64,39-64,97, метилцеллюлоза 0,16-0,27, меламиноформальдегидная смола 0,16-0,27, хлористый кальций 1,05-5,24, кремнегель 3,5-5,24, вода - остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин и обеспечивает снижение газопроницаемости цементного камня при одновременном увеличении прочности на ранней стадии твердения.

Применение седиментационно-устойчивых, быстротвердеющих тампонажных растворов с образованием низкопроницаемого прочного цементного камня особенно необходимо при установке цементных мостов, для крепления низа промежуточных колонн, с целью предотвращения разрушения цементного кольца и сохранения его герметичности при продолжительных механических воздействиях.

В литературе [Ашрафъян М.О., Бартова А.В. «Опыт применения высокопрочных тампонажных составов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1998. - №11. - С25-27] известен рецепт тампонажного состава с низкой водоотдачей, твердеющего с образованием прочного, безусадочного камня. В качестве стабилизатора тампонажного раствора авторы используют «Сульфацел-С» - водорастворимую сульфатцеллюлозу, а в качестве пластификатора - суперпластификатор С-3.

Недостатком указанного решения является то, что данная рецептура приемлема для цементирования скважин с температурой выше 50°С, так как предложенный понизитель водоотдачи является сильным замедлителем сроков схватывания тампонажных растворов.

Наиболее близким к заявленному решению является тампонажный состав [Ашрафьян М.О., Ризванов Н.М., Шахмаев З.М. и др. // А.С. 1411439, Е21В 33/138], содержащий портландцемент, меламиноформальдегидную смолу, метилцеллюлозу, хлористый кальций и воду.

Недостатком данного решения является значительная проницаемость цементного камня, что приводит к газопроявлениям и флюидоперетокам на ранней стадии эксплуатации скважин.

Техническим решением задачи является снижение проницаемости цементного камня и повышение его прочности в ранние сроки твердения при низких положительных температурах.

Поставленная задача достигается тем, что тампонажный состав на основе портландцемента и жидкости затворения, включающей воду, метилцеллюлозу, меламиноформальдегидную смолу и хлористый кальций, согласно изобретению дополнительно содержит кремнегель при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Портландцемент64,39-64,97
Метилцеллюлоза0,16-0,27
Меламиноформальдегидная
смола0,16-0,27
Хлористый кальций1,05-1,75
Кремнегель3,50-5,24
ВодаОстальное

Новизна заявляемого технического решения заключается в том, что мелкодисперсный кремнегель кольматирует поровое пространство формирующейся структуры цементного камня, предупреждает образование фильтратопроводящих каналов и ускоряет процесс структурообразования, что обеспечивает получение низкопроницаемого прочного цементного камня.

При цементировании низкотемпературных скважин особенно необходимы тампонажные составы с малыми сроками твердения, образующие в период ОЗЦ (ожидаемое время затвердевания цемента) безусадочный прочный камень с низкой проницаемостью.

Тампонажиый раствор готовят путем смешивания портландцемента для нормальных температур с жидкостью затворения, содержащей метилцеллюлозу, меломиноформальдегидную смолу, хлористый кальций и кремнегель, так как кремнегель является новым признаком, то в примерах приведены его оптимальное и запредельное содержание, а остальные ингредиенты имеют постоянные оптимальные значения.

Пример 1. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 (29,23%) воды 0,82 г (0,27%) метилцеллюлозы; 0,82 г (0,27%) меламиноформальдегидной смолы; 5,4 г (1,75%) хлористого кальция; 10,8 г (3,51%) кремнегеля и полученную жидкость затворения смешивают с 200 г (64,96%) портландцемента. После тщательного перемешивания с помощью высокооборотной электромешалки определяют технологические параметры раствора. Прочность камня и его газопроницаемость определяют после 2-суточного твердения в питьевой воде при 20±2°С. Растекаемость полученного тампонажного раствора 21 см, время начала схватывания 2 ч 35 мин, конец схватывания - 4 ч 40 мин. Прочность камня в 2-суточном возрасте на изгиб - 4,17 МПа, на сжатие - 9,45 МПа, а проницаемость камня составляет 0,215 мД.

Пример 2. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 (28,98%) воды 0,51 г метилцеллюлозы (0,16%); 0,51 г меламиноформальдегидной смолы (0,16%); 3,25 г (1,05%) хлористого кальция, 16,3 г (5,24%) кремнегеля и полученную жидкость смешивают с 200 г (64,39%) портландцемента и после перемешивания определяют растекаемость (19 см), сроки схватывании - начало 2 ч 10 мин, конец схватывания 4 ч - 15 мин, прочность σизг 5,38; σсж 13,27 МПа, проницаемость 0,147 мД.

Пример 3. Готовят жидкость затворения путем последовательного растворения в 90 см3 (29,16%) питьевой воды 0,73 г (0,23%) метилцеллюлозы; 0,73 г (0,23%) меламиноформальдегидной смолы; 4,2 г (1,36%) хлористого кальция; 12,8 г (4,15%) кремнегеля и полученную жидкость смешивают с 200 г (64,80%) портландцемента. Полученный раствор и камень на его основе имеет следующие параметры: растекаемость - 21 см, начало схватывания - 2 ч 20 мин; конец схватывания - 4 ч 45 мин, σизг4,40 МПа, σсж 12,23 МПа, проницаемость - 0,193 мД.

Запредельные соотношения.

Пример 4. Аналогичным образом растворяют в 90 см3 питьевой воды (29,41%) 0,82 г (0,27%) метилцеллюлозы, 0,82 г (0,27%) меламиноформальдегидной смолы, 5,4 г (1,76%) хлористого кальция и 9 г (2,94%) кремнегеля. Полученный раствор смешивают с 200 г (65,35%) портландцемента, тщательно перемешивают и определяют технологические параметры раствора и камня на его основе. Растекаемость - 22 см, начало схватывания 4 ч 30 мин; конец схватывания - 6 ч 45 мин, σизг2,8 МПа; σсж 7,20 МПа, проницаемость 0,315 мД.

Пример 5. В 90 см3 питьевой воды (28,64%) растворяют 0,85 г метилцеллюлозы (0,27%); 0,85 г меламиноформальдегидной смолы (0,27%); 5,53 г хлористого кальция (1,76%); 17 г (5,41%) кремнегеля и полученную жидкость смешивают с 200 г (63,64%) портландцемента и определяют параметры раствора и камня. Оказалось, что при таком массовом содержании кремнегеля в цементном растворе растекаемость его всего 17 см, а время загустения 40 мин. Такой раствор считается нетехнологичным и прочностные характеристики камня на основе такого раствора не определяли.

Таким образом, из приведенных данных и данных таблицы следует, что разработанный тампонажный состав для цементирования скважин в условиях низких положительных температур является новым, обладает по сравнению с известными составами ускоренным твердением и его прочность в 2-суточном возрасте в 1,4 раза больше, чем у прототипа, а проницаемость в 2 раза меньше.

Состав тампонажного раствораРастекаемость, смСроки охватывания, ч-мин.Прочность цементного камня через 2 сут, МПаПроницаемость камня через 2 сут, мД
Портланд цементМеламино-формальдегидная смолаХлористый кальцииМетил-целлюлозаКремнегельВоданачалоконецизгибсжатие
68,95----31,04197-409-351,754,350,350
67,751,7530,50205-207-152,646,870,326
64,970,271,750,273,5129,23212-354-404,179,450,215
64,390,161,050,165,2428,98192-104-15 5,38 13,270,147
64,820,231,360,234,1529,21212-204-454,7012,230,1930
Запредельные значения
65,270,271,750,272,9429,5224-306-452,807,200,315
63,640,271,760,275,428,617Не определяли из-за большой вязкости
Прототип
67,700,271,750,27-29,01212-305-152,831 5-780,287

Тампонажный состав на основе портландцемента и жидкости затворения, включающей воду, метилцеллюлозу, меламиноформальдегидную смолу и хлористый кальций, отличающийся тем, что жидкость затворения дополнительно содержит кремнегель при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Портландцемент64,39-64,97
Метилцеллюлоза0,16-0,27
Меламиноформальдегидная смола0,16-0,27
Хлористый кальций1,05-5,24
Кремнегель3,5-5,24
ВодаОстальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к реагентам для оптимизации свойств растворов, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой области. .
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к добыче с использованием технологии возбуждения скважин путем расклинивания. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости заводненных нефтяных пластов. .
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам приготовления твердых ингибиторов комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и гидратообразования.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам приготовления твердых ингибиторов комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и гидратообразования.
Изобретение относится к эмульгаторам и может быть использовано при приготовлении эмульсолов нефтяных, а затем нефтяных эмульсий, применяемых в нефтедобывающей промышленности для повышения нефтеотдачи пластов.
Изобретение относится к эмульгаторам и может быть использовано при приготовлении эмульсолов нефтяных, а затем нефтяных эмульсий, применяемых в нефтедобывающей промышленности для повышения нефтеотдачи пластов.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением кислотных составов для обработки призабойной зоны карбонатного пласта
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к биотехнологическим способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заканчивании скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к безглинистым буровым растворам (БГБР), используемым для бурения скважин, в том числе наклонно-направленных и горизонтальных, а также боковых стволов в условиях низких пластовых давлений

Изобретение относится к технологии глубокого бурения и способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта

Изобретение относится к технологии глубокого бурения и способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к технологическим жидкостям для глушения продуктивных отложений, представленных глинистыми песчаниками
Изобретение относится к составу для изоляции и ограничения водопритока в скважины и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах
Наверх