Комплексный реагент для тампонажных растворов

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин в сложных условиях. Комплексный реагент содержит, масс.%: структурообразователь - неорганический полигидрооксихлорид трехвалентного металла 66,06-66,4, суперпластификатор 33,03-33,1, замедлитель-пластификатор 0,01-0,6. Технический результат - способность полного заполнения затрубного пространства скважины тампонажным раствором с указанным комплексным реагентом, повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных средах, повышение качества крепления скважин малого диаметра с увеличением срока их эксплуатации. 2 табл.

 

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин в сложных условиях. Оно может быть использовано при цементировании скважин с малыми зазорами, цементировании хвостовиков во время приготовления тампонажных растворов, обеспечивающих различные сроки схватывания, позволяющие закачку тампонажного раствора на необходимую глубину при сохранении всех необходимых технологических показателей, обеспечивающих полное заполнение межтрубного пространства и долговременную прочность тампонажного камня в агрессивной среде.

Известен реагент для тампонажных растворов, повышающий адгезионные и изолирующие свойства тампонажных систем, содержащий пентаоксихлорид алюминия 95,5-99,8; суперпластификатор 0,2-0,5 (Патент РФ №2129649, Е21B 3/138, 27.04.99). Однако в скважинах с малыми зазорами и при цементировании хвостовиков не происходит полного заполнения затрубного пространства тампонажным раствором с известным реагентом, а при наличии агрессивных сред тампонажный камень быстро разрушается, что приводит к перетокам и газопроявлениям эксплуатирующихся скважин.

Известен реагент для тампонажных растворов, снижающий водоотдачу и седиментацию тампонажного раствора с повышением прочности тампонажного камня, содержащий сульфацелл 60-90; суперпластификатор 9-25; пеногаситель 1-15 (Патент РФ №2194149, Е21B 33/138, 10.11.02). Однако данный реагент в высоковязких растворах не обеспечивает полного заполнения в малые зазоры скважины (заполнение «языком»), а при увеличении водоцементного соотношения вызывает снижение седиментационной устойчивости раствора и камня, что не позволяет получать долговечный тампонажный камень при твердении в любой агрессивной среде.

Задачей изобретения является разработка реагента, регулирующего необходимые сроки загустевания и схватывания тампонажного раствора с высокой растекаемостью, при сохранении стабильности раствора, дающего долговечный камень при твердении в агрессивной среде, в первую очередь в скважинах с малым зазором.

Поставленная задача решается тем, что комплексный реагент для тампонажных растворов, содержит суперпластификатор и структурообразователь. Новым в композиции реагента является то, что в качестве структурообразователя он содержит неорганический полигидрооксихлорид трехвалентного металла и дополнительно содержит замедлитель-пластификатор при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

неорганический полигидрооксихлорид
трехвалентного металла 66,06-66,4,
суперпластификатор 33,03-33,1,
замедлитель- пластификатор 0,01-0,6.

Новая заявляемая совокупность известных компонентов в пределах их содержания в смеси обеспечивает тампонажному раствору с заявляемым комплексным реагентом способность полного заполнения затрубного пространства скважины, повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных средах. Такой технический результат достигается за счет синергетического эффекта при взаимодействии заявляемого структурообразователя и суперпластификатора, взятых в соотношении 2:1, при наличии в композиции замедлителя-пластификатора, обеспечивающего плотную молекулярную упаковку комплексного реагента, блокирующего вывод оксида кальция из тампонажного раствора и камня. Это и гарантирует улучшение всех характеристик тампонажного раствора при введении в него заявляемого комплексного реагента и долговечность получаемого тампонажного камня.

В качестве неорганического полигидрооксихлорида трехвалентного металла могут быть использованы, например, полигидрооксихлориды железа или алюминия.

В качестве суперпластификатора могут быть, например, Полипласт СП-1 по ТУ 58042865-05 производства ООО «Полипласт Новомосковск» или С-3, которые поставляются в виде порошка.

В качестве замедлителя-пластификатора могут быть фосфоновые комплексоны (НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота, корилат-натривая соль НТФ и др.) или лигносульфонаты (феррохромлигносульфонаты и их производные - Лигнопол, Лигносил и др.).

Заявляемый реагент для тампонажных растворов готовят путем смешивания расчетных количеств порошкообразных компонентов до получения равномерной по составу смеси.

Пример 1.

Для приготовления 100 г заявляемого реагента брали 66,06 г пентагидрооксихлорида алюминия влажностью 1,5%, смешивали его с сухим суперпластификатором Полипласт - СП-1 (33,03 г.) и перемешивали в смесительном устройстве до однородной массы в течение 10-15 мин. В приготовленную смесь добавляли 0,01 г сухого замедлителя - пластификатора НТФ и снова тщательно перемешивали. Получаемый реагент в количестве 0,4% к массе цемента (1 кг) ввели в 400 мл воды. Данный реагент хорошо растворим (3 мин при перемешивании). Затем в раствор ввели цемент и перемешали в смесительном устройстве. Готовый тампонажный раствор исследовали на физико-механические свойства по общепринятым ОСТам и ГОСТам. Результаты исследований приведены в таблице 1, пример 1.

Пример 2.

Приготовили тампонажный раствор по способу, указанному в примере 1, из 66,40 г смеси пента- и тетрагидрооксихлоридов алюминия, 33,00 г суперпластификатора С-3 и 0,6 г замедлителя - пластификатора ФХЛС, 500 мл воды и 1 кг цемента. Результаты исследований раствора приведены в таблице 1, пример 5.

Аналогично были приготовлены образцы реагента, представленные в таблице 1, в которой приведены результаты испытаний содержащего их тампонажного раствора.

В качестве показателей свойств заявляемого реагента взяты водоотстой, растекаемость и прочностные характеристики при твердении раствора в агрессивной среде до 360 суток при температуре 75°С (согласно ГОСТу). Образцы №1, 4 (см. табл.1) твердели в пресной воде, а остальные в 5% хлористом магнии.

Из таблицы видно, что при нулевом водоотстое (что указывает на седиментационную устойчивость) пластичность раствора достаточно высока (24-26 см), что позволяет использовать реагент при цементировании скважин с малыми зазорами и хвостовиков. При этом эксперименты показывают, что прочность камня продолжает заметно расти в течение 1 года как на изгиб, так и на сжатие (обычно снижение прочности на изгиб начинается после 6-9 месяцев). Свойства тампонажного раствора в таблице 1 указывают на высокую технологичность раствора. Высокий уровень набора прочностных характеристик тампонажного камня и в агрессивных средах позволит повысить качество крепления скважин малого диаметра и увеличить их срок эксплуатации.

Комплексный реагент для тампонажных растворов, содержащий структурообразователь и суперпластификатор, отличающийся тем, что в качестве структурообразователя он содержит неорганический полигидрооксихлорид трехвалентного металла и дополнительно содержит замедлитель-пластификатор при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

неорганический полигидрооксихлорид
трехвалентного металла 66,06-66,4
суперпластификатор 33,03-33,1
замедлитель-пластификатор 0,01-0,6



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к расширяющемуся тампонажному материалу с регулируемой плотностью раствора и низкой водоотдачей и может быть использовано при заводском изготовлении готовых к применению сухих тонкомолотых тампонажных материалов, необходимых для изоляции зон поглощений в процессе бурения, для капитального ремонта и цементирования скважин различного назначения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости с контролируемым поглощением в термобарических условиях нефтяного, нефтегазового или газового пласта, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при изоляции высокоинтенсивных катастрофических зон поглощений в скважинах с нормальной и повышенной температурой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационной обработке призабойной зоны пласта. .

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений на любой стадии. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для глушения и заканчивания высокотемпературных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями АНПД.
Изобретение относится к буровым растворам на углеводородной основе, используемым преимущественно для вскрытия продуктивных горизонтов скважин, и может быть использовано при бурении нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к области органической химии, а именно к веществам, обладающим способностью подавлять жизнедеятельность бактерий, и может быть использовано для предотвращения роста сульфатвосстанавливающих бактерий - СВБ - в различных технологических средах, в частности в нефтяной промышленности.
Изобретение относится к области органической химии, а именно к веществам, обладающим способностью подавлять жизнедеятельность бактерий, и может быть использовано для предотвращения роста сульфатвосстанавливающих бактерий - СВБ - в различных технологических средах, в частности в нефтяной промышленности.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине, и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, в том числе для герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для изоляционных работ в скважинах, которые могут быть использованы для изоляции водопритока, для ликвидации межколонных газопроявлений и других ремонтных работах
Изобретение относится к производству керамических проппантов, применяющихся в технологии гидроразрыва горных пород и способствующих увеличению нефтеотдачи пластов
Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для увеличения текущей нефтеотдачи пласта, а также для интенсификации работы добывающих скважин
Изобретение относится к биотехнологии в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяных коллекторов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям для гидравлического разрыва пласта - ГРП на водной основе
Изобретение относится к способам получения и использования расклинивающих агентов для разрыва породы, а также получения и использования добавок, препятствующих притоку в ствол скважины, для использования в операциях гидравлического разрыва
Изобретение относится к способам получения и использования расклинивающих агентов для разрыва породы, а также получения и использования добавок, препятствующих притоку в ствол скважины, для использования в операциях гидравлического разрыва
Изобретение относится к способам получения и использования расклинивающих агентов для разрыва породы, а также получения и использования добавок, препятствующих притоку в ствол скважины, для использования в операциях гидравлического разрыва
Изобретение относится к микроэмульсиям, являющимся коллоидными системами типа масло в воде, либо вода в масле, и применяемым в нефтяной промышленности для повышения нефтеотдачи пластов
Изобретение относится к микроэмульсиям, являющимся коллоидными системами типа масло в воде, либо вода в масле, и применяемым в нефтяной промышленности для повышения нефтеотдачи пластов
Наверх