Утяжеленный тампонажный раствор

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур. Технический результат создания изобретения заключается в повышении плотности и седиментационной устойчивости, увеличении времени прокачиваемости утяжеленного тампонажного раствора при повышенных температурах при одновременном обеспечивании остальных технологических параметров раствора и камня. Утяжеленный тампонажный раствор включает портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку и воду. Утяжеленный тампонажный раствор в качестве утяжеляющей добавки содержит концентрат галенитовый из свинцовых руд, в качестве замедлителя сроков схватывания - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, дополнительно Натросол 250 EXR при следующем соотношении компонентов, масс. %: портландцемент тампонажный - 53,85-50,0, концентрат галенитовый из свинцовых руд - 23,05-26,92, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,015-0,03, натросол 250 EXR - 0,11-0,08, вода - остальное. 2 табл.

 

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Известны утяжеленные тампонажные растворы, включающие портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку и воду (Каримов Н.Х. и др. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями. М.: Недра, 1977, с. 97).

Недостатком известных утяжеленных тампонажных растворов является преждевременное загустевание, приводящее к различным осложнениям при цементировании обсадных колонн, например недоподъемы раствора, гидроразрывы пластов и оставление больших цементных стаканов. Повышение водосмесевого отношения приводит к улучшению прокачиваемости тампонажного раствора, но при этом уменьшается плотность и снижается седиментационная устойчивость раствора, что является причиной образования водяных поясов и каналов, снижающих качество крепления обсадных колонн в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Наиболее близким по составу и назначению является утяжеленный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку железорудный концентрат, феррохромлигносульфонат и воду (Патент РФ 2109924).

Недостатком известного раствора является преждевременное загустевание, приводящее к уменьшению времени прокачиваемости, седиментационная неустойчивость и невысокая плотность тампонажного раствора, что не дает возможности его использования в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, - улучшение основных технологических параметров утяжеленного тампонажного раствора и камня, обеспечивающего безаварийный процесс цементирования обсадных колонн в зоне аномально высоких пластовых давлений.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение плотности и седиментационной устойчивости, увеличение времени прокачиваемости утяжеленного тампонажного раствора при повышенных температурах при одновременном обеспечивании остальных технологических параметров раствора и камня.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что утяжеленный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве утяжеляющей добавки содержит концентрат галенитовый из свинцовых руд, в качестве замедлителя сроков схватывания нитрилотриметилфосфоновую кислоту, дополнительно Натросол 250 EXR при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Портландцемент тампонажный 50,0-53,85
Концентрат галенитовый из свинцовых руд 23,05-26,92
Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,015-0,03
Натросол 250 EXR 0,08-0,11
Вода остальное

Таким образом, сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый утяжеленный тампонажный раствор отличается от известного введением новых компонентов, а именно концентрата галенитового из свинцовых руд, Натросола 250 EXR и нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) при вышеприведенном соотношении компонентов, т.е. заявляемое изобретение отвечает критерию «новизна».

Поскольку использование изобретения позволяет осуществить существующую потребность, заявляемое изобретение отвечает критерию «изобретательский уровень».

Концентрат галенитовый из свинцовых руд (КГ-2) выпускается в качестве утяжелителя для буровых растворов.

Согласно ТУ 1725-011-56864391-2008 плотность утяжелителя составляет 6,8 г/см3. Концентрат галенитовый КГ-2 обеспечивает утяжеление буровых и тампонажных растворов, а благодаря высокой дисперсности седиментационную устойчивость растворов. Стабилизации утяжеленного тампонажного раствора достигается путем добавления полимерного реагента - гидросиэтилцеллюлозы типа Натросола 250 EXR. Добавка Натросола 250 EXR удерживает утяжелитель, дозировку Натросола 250 EXR подбирают на основе лабоанализа. Наличие НТФ обеспечивает высокую прокачиваемость и устранение преждевременного загустевания утяжеленного тампонажного раствора при низких водосмесевых отношениях.

Сравнительные данные свойств известного состава приведены в табл.1, а заявляемого утяжеленного тампонажного раствора в предельных (составы 1-7) и запредельных значениях ингредиентов (составы 8-13) в табл. 2.

Утяжеленный тампонажный раствор готовят следующим образом. Необходимое количество НТФ растворяют в воде. Затем на полученном водном растворе при непрерывном перемешивании затворяют смесь портландцемента тампонажного, концентрата галенитового из свинцовых руд и Натросола 250 EXR в заданных соотношениях.

В представленных экспериментах использовали портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 по ГОСТ 1581-91, концентрат галенитовый КГ-2 по ТУ 1725-011-56864391-2007, нитрилотриметилфосфоновую кислоту по ТУ 2439-347-05763441-2001, Натросол 250 EXR по ТУ 2231-001-21095737-2005 и воду водопроводную по ГОСТ Р 51232-98.

Определение основных свойств утяжеленного тампонажного раствора и камня производят в соответствии ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний». Определение плотности, растекаемости, водоотделения производят при 20±2°С и атмосферном давлении. Для условий аномально высоких пластовых давлений при режимной температуре 120±2°С и давлении 85 МПа. Растекаемость определяют по конусу Аз-НИИ, плотность - пикнометром, коэффициент водоотделения - в мерном цилиндре, сроки схватывания - иглой Вика, время загустевания на консистометре двухкамерном модели 7025 А10, пределы прочности камня при сжатии на тестере прочности на сжатие модели 4268.

Пример. Для приготовления 1 кг утяжеленного тампонажного раствора (состав 4, табл. 2) необходимо взять 0,2 г НТФ, последовательно растворить в 230,5 см3 воды, затем 538 г портландцемента смешать с 230,5 г концентрата галенитового из свинцовых руд, 0,8 г Натросола 250 EXR и полученную сухую смесь затворить приготовленной жидкостью известными способами. Состав перемешивают 3 мин, после чего определяют плотность, растекаемость, коэффициент водоотделения. Раствор заливают в формы для определения сроков схватывания, времени загустевания и предела прочности камня. При повышенных температурах образцы хранят в камере твердения модели 1910. Камень испытывают на прочность через 24 ч твердения при режимных температурах и давлении.

Результаты испытаний приведены в табл.2. Приготовленный состав 4 имеет плотность 2,3 г/см3, растекаемость 190 мм, коэффициент водоотделения - нулевой. Время загустевания при 120°C и давлении 85 МПа через 5 ч 50 мин, предел прочности при сжатии - 13,8 МПа. Примеры приготовления испытания остальных составов, приведенных в табл. 2, аналогичны вышеописанному.

Для выявления отличительных признаков и положительного эффекта изменяли массовые соотношения ингредиентов в широком интервале значений.

Как видно из данных таблиц, заявляемый утяжеленный тампонажный раствор обладает повышенной по сравнению с прототипом плотностью от 2,3 до 2,33 г/см3, растекаемостью от 185 мм до 202 мм, более длительным временем загустевания при граничных значениях НТФ от 0,015 до 0,03 мас. %, концентрата галенитового из свинцовых руд от 23,05 до 26,92 мас. % и более высокой седиментационной устойчивостью при граничных значениях портландцемента от 49,95 до 53,85 мас. %, Натросола 250 EXR от 0,08 до 0,11 мас. %, водосодержании от 23,08 до 23,95 мас. %. При этом сохраняются основные технологические параметры (время загустевания раствора и прочность камня).

При содержании в растворе концентрата галенитового из свинцовых руд менее 23,05 мас. % плотность раствора составляет 2,22 г/см3 при растекаемости от 210 мм до 215 мм (составы 8, 9, 11), а при содержании концентрата галенитового более 26,92 мас. % плотность 2,31 г/м3, растекаемость снижается до 165 мм (состав 12).

Тампонажный раствор без добавки в него Натросола 250 EXR является седиментационно-неустойчивым, водоотделение составляет от 3,0 до 3,2% (составы 8, 9, 10, 11). При увеличении концентрации Натросола 250 EXR более 0,11 мас. % снижается прокачиваемость, растекаемость снижается до 165 мм (состав 12).

Необходимое время прокачивания раствора обеспечивается добавкой НТФ, при ее добавке более 0,03 мас. % наблюдается длительное время загустевания до 9 ч 20 мин (состав 13).

Предлагаемый утяжеленный тампонажный раствор позволяет повысить качество крепления глубоких скважин и предотвратить газонефтепроявления, имеющие место при цементировании обсадных колонн в зонах аномально высоких пластовых давлений и высоких температур. Использование материалов - портландцемента тампонажного, концентрата галенитового из свинцовых руд, Натросола 250 EXR, НТФ и воды, применяемых при цементировании, позволяет снизить затраты на строительство скважин, т.к. отпадает необходимость в доставке специальных утяжеленных цементов.

Утяжеленный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве утяжеляющей добавки содержит концентрат галенитовый из свинцовых руд, в качестве замедлителя сроков схватывания нитрилотриметилфосфоновую кислоту, дополнительно Натросол 250 EXR при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Портландцемент тампонажный 50,0-53,85
Концентрат галенитовый из свинцовых руд 23,05-26,92
Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,015-0,03
Натросол 250 EXR 0,08-0,11
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. Техническим результатом является изоляция широкого интервала поглощения.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение антикоррозионных показателей бурового раствора, его смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода».

Изобретение относится к области биомелиорации сельскохозяйственных земель. Способ включает создание в почвенном слое тонкой 0,02-0,07 м прослойки из жидкого навоза, образование в подпочвенном слое водорегулирующего экрана, непроницаемого в период атмосферных осадков и проницаемого корнями растений во время засухи.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов. Технический результат - снижение расхода полиэлектролита ВПК-402 и улучшение структурно-реологических и фильтрационных показателей раствора. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 3-5; анионную эмульсию Росфлок ПВ 0,5-2; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Наверх