Тампонажный раствор
Сущность изобретения: тампонажный раствор содержит, мас. портландцемент (ПЦ) 55,41 66,57, полиэтиленоксид (ПЭО) 0,136 0,25, нитрилотриметилфосфорную кислоту (НФК) 0,004 - 0,01 и воду остальное. ПЭО и НФК растворяют в воде. В полученном растворе затворяют ПЦ. Характеристика раствора: повышается седиментационная устойчивость и снижается скорость фильтрации при увеличенном водотвердом отношении до 0,8. 1 табл.
Изобретение относится к бурению, в частности к тампонажным материалам, предназначенным для изоляции продуктивных и проницаемых пластов нефтяных и газовых скважин.
Известен тампонажный раствор [1] для нефтяных и газовых скважин, содержащий тампонажный цемент, нитрилотриметилфосфоновую кислоту и воду при следующем соотношении компонентов, мас. Тампонажный цемент 66,65-66,6695 Нитрилотриметилфос- фоновая кислота 0,0005-0,02 Вода Остальное Недостатком данного раствора является высокая начальная скорость фильтрации, что обуславливает низкое качество цементирования. Известен тампонажный раствор [2] включающий портландцемент, водорастворимый полимер полиэтиленоксид армирующую добавку королек отход производства шлаковаты, минеральную воль хлорид натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас. Портландцемент 55,87-61,46 Королек отход- производства шлаковаты 6,14-11,18 Полиэтиленоксид 0,123-0,56 Хлорид натрия 1,54-1,68 Вода Остальное Недостатком этого тампонажного раствора является большой расход полиэтиленоксида. Содержание полиэтиленоксида ниже 0,1% приводит к снижению прочности цементного камня, а при содержании выше 1,5% ухудшается седиментационная устойчивость тампонажного раствора. Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является тампонажный раствор [3] включающий портландцемент, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, карбоксимети- локсиэтилцеллюлозу и воду при следующем соотношении компонентов, мас. Портландцемент 66,53-66,65 Нитрилотриметил- фосфоновая кислота 0,010-0,017 Карбоксиметилоксиэ- тилцеллюлоза 0,05-0,25 Вода Остальное Недостатком данного раствора является то, что при его использовании не обеспечивается седиментационная устойчивость при водотвердом отношении больше 0,5. Цель изобретения повышение седиментационной устойчивости тампонажного раствора и снижение начальной скорости фильтрации при увеличенном водотвердом отношении до 0,8 в зонах продуктивных и проницаемых пластов. Достигается это тем, что тампонажный раствор, содержащий портландцемент, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, полимер и воду, согласно изобретению, он в качестве полимера содержит полиэтиленоксид при следующем соотношении компонентов, мас. Портландцемент 55,41-66,57 Полиэтиленоксид 0,136-0,25 Нитрилотриметил- фосфоновая кислота 0,004-0,01 Вода Остальное Забойная температура скважин до 100оС. Использование в тампонажных растворах в качестве полимера полиэтиленоксида (ПЭО) [2] позволяет снизить начальную скорость фильтрации, но вместе с тем он значительно загущает раствор. Нитрило- триметилфосфоновая кислота (НТФ) в тампонажных растворах [1,3] регулирует растекаемость раствора и упрочняет цементный камень, однако при больших добавках НТФ в раствор значительно увеличивается срок начала схватывания тампонажного раствора, что в зоне продуктивных и проницаемых пластов ведет к вымыванию несхватывающегося тампонажного раствора, а следовательно к снижению качества цемен- тирования. Совместное использование ПЭО и НТФ дает возможность увеличить водотвердое отношение до 0,8 при одновременном снижении начальной скорости фильтрации в 2-3 раза по сравнению с растворами без этих добавок и обеспечить необходимую растекаемость раствора и сроки начала схватывания. При содержании ПЭО в предложенном тампонажном растворе менее 0,136 мас. его влияние на снижение начальной скорости фильтрации раствора незначительно. При содержании ПЭО более 0,25 мас. резко возрастают экономические затраты из-за большой стоимости ПЭО, а степень влияния его на фильтрацию раствора практически приближается к нулю. При содержании НТФ менее 0,004 мас. она не влияет на растекаемость и время загустевания тампонажного раствора. При содержании НТФ более 0,01 мас. влияние ее на начало загустевания прекращается, но вместе с тем значительно увеличивается время начала схватывания, что отрицательно сказывается на качестве цементирования. При содержании воды в тампонажном растворе менее 33,29 мас. (водотвердое отношение < 0,5) резко уменьшается время загустевания тампонажного раствора, что приводит к аварийной ситуации при цементировании скважин. Тампонажный раствор преждевременно схватывается в колонне обсадных труб. При содержании воды более 44,33 мас. (водотвердое отношение > 0,8) увеличивается начальная скорость фильтрации и приближается к скорости фильтрации растворов без добавок ПЭО и НТФ, т.е. 230 см3/30 мин и более [4] а также значительно возрастает время начала загустевания тампонажного раствора и достигает значительно более 4 ч, что отрицательно сказывается на качестве цементного камня и в целом цементирования. Содержание мас. в тампонажном растворе портландцемента определяется, исходя из потребного объема тампонажного раствора для заполнения затрубного пространства и необходимого значения водотвердого отношения. Ввиду очень малых добавок ПЭО и НТФ по сравнению с содержанием портландцемента и воды, на практике, при расчете потребного количества цемента и воды, они не учитываются. Количество воды определяется из водотвердого отношения и выражается в м3 на 1 т портландцемента, т.е. для наших условий 0,5.0,8 м3/т (пример N 2). П р и м е р 1. 2,043 г (0,136 мас.) полиэтиленоксида и 0,06 г (0,004 мас. ) нитрилотриметилфосфоновой кислоты растворяют с помощью лопастной лабораторной мешалки до полного растворения в 500,07 г (33,29 мас.) дистиллированной воды. На полученной жидкости затворяют 1000 г (66,57 мас.) портландцемента марки ПЦТ ДО.Д20-50.100, соответствующего ГОСТ 1581-85, после чего испытывают раствор при температуре 75оС. Раствор имеет плотность 1,83 г/см3, растекаемость 20,5 см, скорость фильтрации 85,6 см3/30 мин время загустевания 2 ч 08 мин, время начала схватывания 3 ч 20 мин, время конца схватывания 3 ч 45 мин, предел прочности цементного камня на изгиб через 24 ч твердения 4,9 МПа. П р и м е р 2. В условиях буровой скважины добавки ПЭО, НТФ определяются в мас. исходя из веса сухого портландцемента, необходимого для приготовления нужного объема тампонажного раствора. Объем жидкости затворения на 1 м3 раствора определяется по водотвердому отношению (в м3) на 1 т портландцемента и находится в пределах 0,5.0,8 м3/т. Для затворения 10 т портландцемента при водотвердом отношении 0,8 необходимо 8 м3 жидкости затворения. Для создания необходимого перепада давления между емкостью, где находится жидкость затворения, и фрезерно-струйной мельницей (ФСМ) применяем коэффициент 1,5 и готовим 12 м3 жидкости затворения. Исходя из веса сухого цемента требуется 25 кг ПЭО, 1 кг HТФ и 8 м3 воды. Чтобы выдержать необходимую концентрацию реагентов в 12 м3 воды, из пропорции определяем, что ПЭО необходимо 37,5 кг, НТФ 1,5 кг. Для растворения химреагентов на буровой скважине обвязывают между собой ФСМ и доливную емкость. Жидкость затворения готовится затворением ПЭО и НТФ в воде путем их подачи на ФСМ одновременно с технической водой. Для удобства растворения ПЭО жидкость затворения готовят порциями, равными объему емкостей цементировочного агрегата (ЦА) и сливают в доливную емкость. После каждого заполнения емкостей ЦА подача воды на ФСМ прекращается, ЦА работает сам на себя до полного растворения химреагентов. Тампонажный раствор готовят путем перемешивания на ФМС жидкости затворения и портландцемента. Контролируемым параметром приготовленного раствора является его мнимая плотность, которая замеряется ариометром АГ-2. Мнимая плотность определяется заранее и при приготовлении раствора она должна строго выдерживаться.










Приготовленный таким образом раствор будет иметь параметры, соответствующие гpафе 9 таблицы. Готовый раствор из осреднительной емкости буровым насосом закачивается через цементировочную головку в скважину. По сравнению с прототипом предлагаемый тампонажный раствор имеет пониженную до 119,2 см3/30 мин начальную скорость фильтрации при увеличенном водотвердом отношении до 0,8 и седиментационную устойчивость в пределах 1,0-2,5% Прототип [3] имеет цель снижение начальной скорости фильтрации только при водотвердом отношении 0,5. Использование предлагаемого тампонажного раствора позволяет повысить качество цементирования продуктивных и проницаемых пластов за счет предупреждения преждевременного загустевания раствора из-за отфильтровывания его жидкой фазы в проницаемые пласты. При этом в затрубном пространстве не образуются непрокачиваемые пачки раствора, что обеспечивает подъем раствора на проектную высоту, не происходит загрязнения коллекторов, снижается возможность образования фильтрационных переточных каналов в твердеющем растворе.
Формула изобретения
Полиэтиленоксид 0,136 0,25
Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,004 0,01
Вода Остальное
РИСУНКИ
Рисунок 1
Похожие патенты:
Тампонажная композиция // 2036298
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для крепления скважин
Тампонажный материал // 2036297
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для крепления и ремонта нефтяных и газовых скважин, расположенных на месторождениях в условиях воздействия минерализованных пластовых вод, а также с проявлением сероводорода
Состав для изоляции пластов // 2035586
Изобретение относится к нефтегазодобыче и может найти применение при бурении скважин в проницаемых пластах
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной, а также для крепления скважин
Способ обработки призабойной зоны скважины // 2034978
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритоков в добывающих нефтяных скважинах и ремонтных работах
Состав для разделения потоков жидкостей // 2034130
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при последовательной перекачке жидкостей, для предупреждения их перемешивания, в качестве буферной жидкости, для ликвидации при бурении скважин
Пластификатор тампонажных растворов // 2033519
Изобретение относится к получению пластификаторов тампонажных растворов на основе портландцемента и может быть использовано при цементировании нефтяных, газовых, геологоразведочных и геотермальных скважин
Состав для изоляции зон поглощения // 2033518
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции пласта при бурении и ремонте скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ на скважинах
Способ изоляции пласта от водопритоков // 2032067
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритоков в добывающих и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Способ получения цемента // 2101246
Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента
Способ подготовки скважины к цементированию // 2102581
Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию
Состав для блокирования водоносных пластов // 2102593
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагревательных скважинах
Тампонажный раствор // 2103476
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103497
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103498
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103499
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103500
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к составам для блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов
Способ изоляции зон поглощения // 2106476
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин