Тампонажный раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин
Союз Советски к
Социапистическик
Ресиубпик
ОП ИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ЩТОР СКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ
«ii90722l (6l) Дополнительное к авт. свид-ву (53 ) N. Кл. (22) Занвлено 190680 (21) 2943595/22-03 с присоединением заявки М (23) Приоритет
Е 21 В 33/138
9иудвретвсккый коиктет
СССР ао делен кзебретеккй к открытий
Опубликовано 23Р 2/2. Бюллетень М 7
Дата опубликования описания 230282 (53) A+5(622 ° 245 °.42(088.8) (72) Авторы изобретения
П.Д.Алексеев, Л.Т.Дытюк, В.С.Петров, Н.И.Дятлова, А.М.Селиханович, Р.Х,Ишмаков, Р.Х.Ишм 1(1 В (7l) Заявитель
154) ТАИПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ГЛУБОКИХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОИАХ СКВАЖИН леиосных отложениях.
Изобретение относится к бурению скважин, в частности к тампонажньм растворам для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин в соИзвестны засолененные тампонажные растворы, обеспечивающие прочную связь цементного камня с породами, сложенными солями
Однако при высоких температурах гидратации сроки схватывания данных тампонажных смесей недостаточны для безаварийного процесса цементирования глубоких скважин.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является тампоиажный раствор 121 для цементирорания глубоких нефтяных и газовых скважин, включающий цемент, хлористый натрий, воду и добавку, замедляющую сроки схватывания, в
2 качестве которой используется конденсированная сульфитспиртовая барpà (КССБ) при следующем соотношении компонентов, вес. Х:
Цемент 61, 91 9-62, 305
Хлористый натрий 6,192-6, 231
КССБ 015 195
Вода Остальное
10 Однако известный тампонажный раствор требует значительный расход вводимой добавки, имеет небольшие сроки схватывания, раствор при введении в него KCCE вспенивается, 15 прочность цементного камня при увеличении добавки уменьшается.
Цель изобретения — замедление сроков схватывания и повышения прочности цементного камня на изгиб в соленосных отложениях.
Поставленная цель достигается тем, что в качестве добавки раствор
907221
62,476-62,490 !о
Цемент
XJIopHc тый натрий
НТФ
Вода
6, 247-6, 249
0,025-0,055
Остальное
25 ходного. содержит нитрилогриметилфосфоновую кислоту (НТФ) общего вндл при следующем соотношении компонентов, вес.X:
В качестве добавки, замедляю!!(Ой сроки схнлтывлния и нов»гшлюшей предел прочности нл изгиб цементного камня, используют пр<>дукт, выпускаемый по ТУ-6-09-20-1 — 79 .
Тамнонажный раствор готовят следующим образом.
Б расчетное количество воды вводят хлорист»гй натрий и НТФ. Раствор пЕремешивают до растворения и нл нем затворяет< я 1(емент по оби(епринятой технологии.
В таблице приведены параметры тампонажных растворов пресного— кОнтро пь НОГО за с ол1О)1е нноl О к он тp 30 нижних, верхних и оптима.н,ных концентрациях ком11онснт<»I. Эффек тив нос ть ц<1(i<111<1!< Он р с J I < JIHIoò согласно 1 ОСТ I 581 — 78, Г(1(Л 310. 1— 76 — ГОСТ 310.4 — 76, <1(:Т 39 — 0=1-77. Испытания !1ров<ц
И 1 да >III»I>:, 11 р<1в <, !cll!Il,ll; II тл бл!!11<, виДнО р ч ТО !1Р1! вез ll Iч н Ге. ll lll>I>I Jl<)C) 4 ках НТФ к засоло1 енному тампонажному ра<.твору происходит удлинение сроков < хватынания и времени загустевания, повышения первичной прочности цементного камня (через сутки) но сравне!в!ю с исходным. При добавке КССВ в количестве 0,57 первичная прочность хотя н выше, чем при добавке НТФ в количестве 0,0257, но время загустевания ниже. При добавке НТФ в количестве 0,04K прочность клмня через сутки выше !!а 8,8 кгс/CII, л через 2. 2 сут — на 9,8 кгс/см, по сравнению с добавкой КССБ в количестве 0,5Х. Бремя загустевания при этом увеличивается нл 3 ч . Нижний и верхний пределы концентраций НТФ объяс няютс я следующими при— мерлми. Пример 1. При доблвке НТФ ниже 0,025 вес.7. 1!ремя злгус гевания (1!рокачиваемости) тампонлжного раст— вора снижается (меньи<е 3 ч 40 мин), что 1!Означительно отличается от исПример 2. При добавке НТФ выше 0,0557. начало схватывания достигает 12 ч, а по ГОСТ 1581-78 оно не должно превышать более l 2 ч . Таким образом, уд!!иня11тся <:роки схватывания тампоплжного рлстворл в 3-4 раза по сравнению с !!сходнь<»! засолоненным рлс твором, 11
907221 1 1 1 1 1 а о о ! /Ч о и о I 1 iО сса О о Т ОО ь о 1 О ь о 1 о 4/\ 1 I и 1! C 4! ! l!! ! I ! 1 I 1- !! > I и 1 I! I I а CO /4 О г /и 4Ч Ж /Ч 6Ч /Ч О /Ч /и /Ф4 Щ С 4 Е л и ! v o С с Х о И /Ч о О 4П ° и Ю /и /Ч Ю an О Ю Ю ! Щ. D 1 (и D П о о I 1 ф /Ч 1 a/l О Ю /Ч 1 аС Х Ф v С Е У 44 и 4П /Ч ЮЪ Cal (/\ /Ч О (О Ф О Ф О Ф /Ч (О 1 mr/a 1- I" Е С С-С= ь о о D о о о о О о о О о сЕ ап /Ч о Ю о. an Ф о м О ЧЭ о an м сО м Ф О Фо an м о о 4П Ф м сР О рр ф Ф м м ° О 1О о \ Ф ! Ч ° О о / О Ф ° О 1О щ aal aO R Q и о ай а>х йй 1! I I 1 I Э 1 m x I Ф с / lC Z I и Е 1 Х Ф 1 а. I ж I ! Ф вЂ” -- I I О Е 1 cal 1- 1 - т-- — Ф 1 О 1О и И 1 ФЧ к Я 1 Ф 1 31 — 1 Ф 1 1 М X I О Э I Ф Е 1 Cf Ф 1 о и I а -К! Ф v o u аа еа Й r.о <о Р о щ О щ 3 - Ú З Е Ю О О /Ч (1 4 ь an ю о /и 00 1 I Ю 1 A 1 1 Ф О Щ Са 1 1! п 4п 1 О I I Ю Ю /Ч Ь - I I 1 1 1 4П 4П /Ч /4 I! I О О 1 ca o) 1 Ф Ф I О О 1 о о! О и 1 о о о о 1 ° ° / Т I м м ° О ъО 907221 Формула изобретения 62,476-62,490 6,247-6,249 0,025-0,055 Остальное Составитель В.Никулин Техред M.Íàäü Корректор М.Коста Редактор Н.Рогулич Заказ 541/41 Тираж 624 Подписное ВНИИПО Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5 Филиал ППП "Патент", и. ужгород, ул. Проектная, 4 Тампонажный раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин, включающий цемент, хлорис- и тый натрий, воду и добавку, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью замедления сроков схватывания и повышения прочности цементного камня на изгиб в соленосных отложениях, в качестве добавки он содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту общего вида при следующем соотношении компонентов, вес.X: Цемент Хлористый натрий Нитрилотриметилфосфоиовая кислота Вода Источники информации, принятые во внимание при экспертизе l. Авторское свидетельство СССР 9274033 кл. Е 21 В 33/13, 1969. 2. Шадрин Л.Н. Технология и организация крепления скважин. М., "Недра", 1975, с. 125 (прототип).
