Комплексный реагент для тампонажного раствора

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к реагентам, используемым в качестве ускорителя и/или замедлителя при приготовлении цементного раствора, используемого при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин. Комплексный реагент для тампонажного раствора включает 0,1-5,0 мас.% водного раствора азотнокислого кальция, 0,1-0,3 мас.% суперпластификатора на основе сульфореагента, или формальдегида, или меламиноформальдегидной смолы, 0,02-0,05 мас.% реагента «Корилат», воду – остальное. Техническим результатом является повышение качества крепления нефтяных, газовых и других скважин за счет улучшения реологических характеристик цементного раствора, повышения прочности на сжатие и улучшения изолирующей способности тампонажной системы. 1 табл.

 

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к реагентам, используемым в качестве ускорителя и/или замедлителя при приготовлении цементного раствора, используемого при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин.

Допускается применение реагента при водоцементном соотношении, составляющем 0,4÷0,8 для облегченных и нормальных цементных растворов.

Из уровня техники известны следующие решения.

Известен комплексный реагент для тампонажных растворов (А.С. №1451257, Е21В 33/138, 15.01.89. Бюл. №2), содержащий гипан, воду и добавку.

С целью улучшения адгезионной способности тампонажного раствора, снижения контракции и замедления сроков схватывания используется фосфоновый комплексон 1-3% мас., причем на 1 мас. часть комплексона используют 2-3 мас. части гипана.

Цементный раствор с таким комплексным реагентом имеет низкую изолирующую способность.

Известна комплексная добавка для тампонажных растворов (А.С. №1709072, Е21В 33/138, 30.01.92. Бюл. №4), содержащая метилцеллюлозу (35-38 мас. %), меламинформальдегидную смолу (58-62 мас. %) и триксан (3-5 мас. %).

Количество этой комплексной добавки в тампонажный раствор составляет 0,15-0,75% от массы цемента, что приводит к снижению прочности цементного камня на сжатие и изгиб, несмотря на высокое значение адгезионной силы сцепления цемента с обсадной колонной.

Известен комплексный реагент для тампонажных растворов на основе растворов портландцемента (А.С. №1839040, Е21В 33/138, 10.04.1995), который содержит шпан (8-10 мас. %), тетранатриевую соль - 2-окси 1,3-пропилендиаминотетраметиленфосфоновой кислоты (4-6 мас. %), триэтаноламина (2-5 мас. %) и воду - остальное.

Этот комплексный реагент имеет высокую адгезионную способность из-за адсорбции фосфонового комплексона на цементных частицах и продуктах реакции гипана и триэтаноламина, но при этом цементный камень имеет низкую прочность на сжатие и изгиб, что не позволяет получить высокое качество цементирования обсадных труб при креплении скважин.

Известен комплексный реагент для тампонажных систем (Патент РФ №2129679, 27.04.1999, Бюл. №3) (прототип), который содержит суперпластификатор на основе меламина, формальдегида и пентаоксихлорид алюминия при следующих соотношениях компонентов, мас. %:

- пентаоксихлорид алюминия 99,5-99,8%;

- суперпластификатор на основе меламина, формальдегида 0,2-0,5%.

Реагент представляет мелкодисперсный порошок кремоватого цвета, растворимый в воде.

Недостаток существующих специальных добавок для тампонажных растворов, или цементных растворов заключается в том, что для регулирования срока схватывания цемента используется, как правило, водный раствор хлорида кальция (соль соляной кислоты).

Главным недостатком водного раствора хлорида кальция является низкая растворимость: 74 г на 100 г воды при температуре 20°С; 159 г на 100 г воды при температуре 100°С и невысокая температура (криогидратная точка) образования кристаллогидратов ~55°С.

Именно за счет такой низкой температуры кристалло-гидратообразования из насыщенного водного раствора хлорида кальция выпадает осадок - гидроксид кальция (Справочник химика. Под редакцией Б.П. Никольского. - Л.: Химия, 1971 г.).

Таким образом, внутри цементного камня во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) происходит образование трещин и нарушается сплошность.

Образование трещин внутри и на поверхности цементного камня приводит к плохому сцеплению (контакту) цемента с горной породой и колонной труб; с применением хлорида кальция невозможно получить высокое качество крепления обсадных труб.

Наиболее близким аналогом патентуемого решения является тампонажный состав (Патент РФ №2132447, 27.06.1996 г.), который содержит вяжущий компонент 65-79% мас., добавку - реагент и воду, а в качестве добавки используется реагент «Корилат» в отношении 0,01-0,5% к массе вяжущего компонента.

Техническая проблема, решаемая изобретением, заключается в необходимости разработки реагента, позволяющего получать однородный, без нарушения сплошности и более прочный цементный камень, чем позволяет получить в настоящее время традиционная технология и материалы.

В предлагаемом комплексном реагенте для тампонажного раствора предлагается использовать водный раствор нитрата кальция - неорганическую соль азотной кислоты (кальциевая селитра, азотнокислый кальций) в сочетании с реагентом «Корилатом» и суперпластификатором.

Технический результат патентуемого решения заключается в повышении качества крепления нефтяных, газовых и других скважин за счет улучшения реологических характеристик цементного раствора, повышения прочности на сжатие и улучшения изолирующей способности тампонажной системы.

Заявленный технический результат достигается за счет состава комплексного реагента для тампонажного раствора, содержащего электролит - водный раствор азотнокислого кальция, суперпластификатор на основе сульфореагента, формальдегида, меламиноформальдегидной смолы, реагент «Корилат», в следующем соотношении компонентов мас. %:

- электролит - водный раствор азотнокислого кальция (кальциевая селитра или хлористый кальций) 0,1-5,0%;

- суперпластификатор на основе сульфореагента, формальдегида, меламиноформальдегидной смолы 0,1-0,3%;

- реагент «Корилат» 0,02-0,05%

- вода - остальное.

Кальциевая селитра (нитрат кальция) при нормальных условиях - негорючая, непожаро- и невзрывоопасна, имеет высокую растворимость: 121,2 г на 100 г воды при температуре 20°С; 271,0 г на 100 г воды при температуре 40°С; 359,0 г на 100 г воды при температуре 51,6°С и т.д. и высокую температуру (криогидратная точка) образования кристаллогидратов ~132°С

Безводный нитрат кальция производят ОАО «ОХК «УРАЛХИМ» и ООО МХК «ЕВРОХИМ» («Новомосковский Азот»), характеристики которого приведены в таблице 1.

Лабораторными испытаниями (Шишкин А.В. - Нефть, Газ, Новации, 2013, №12, с. 51-53) установлено, что нитрат кальция:

- ускоряет схватывание и твердение цемента (0,5-20%);

- уменьшает срок набора прочности цемента (2,0-2,5%);

- является ингибитором коррозии (2-4%);

- препятствует растрескиванию цемента (2-4%) и т.д.

Реагент «Корилат» представляет собой белый кристаллический порошок, состоящий из солей фосфорорганических кислот: двуводнойтринатриевой соли нитролитриметилфосфоновой кислоты, натриевой соли НТФ (9:1) с содержанием до 10% минеральных соединений: хлористого натрия, железа, щелочи.

Выпускается реагент по ТУ 6-09-20-243-96.

Имеет технический сертификат (К 19 МП, 03. 914).

Тампонажный раствор с «Корилатом» готовится в два этапа: расчетное количество «Корилата» растворяют в жидкости затворения, затем на этой жидкости готовят тампонажный раствор.

«Корилат» имеет способность активно растворяться в щелочной среде тампонажного раствора, в результате чего его органическая часть быстро образует клешневидные соединения, в которые внедряются примеси железа, хлористого натрия, имеющиеся в составе реагента, и образующийся гидроксид натрия.

Получается комплекс с, солями и основанием, упрочняющими структуру и прочность тампонажной системы.

Тампонажные растворы во всех случаях готовят согласно ОСТу.

Предлагаемый реагент применяется следующим образом.

Определим состав и технологию цементирования газовой скважины, глубиной 1750 м., обсадной колонны с наружным диаметром 244,5 мм. и внутренним диаметром 226,7 мм. при номинальном диаметре скважины 295,3 мм.

Удельный объем межтрубного пространства равен 0,02606 м3/м.

Удельный объем затрубного пространства равен 0,03181 м3/м.

Удельный объем колонны обсадных труб 0,04036 м3/м.

Компонентный состав тампонажного раствора из цемента ПЦТ-1-50 объемом 34,8 м3 включает: 29,7 м3 сухой смеси и 22,3 м3 воды с плотностью 1450 кг/ м3:

- пеногаситель = 0,06%;

- комплексный реагент = 1%;

- газоблокиратор = 0,4%;

- структурообразователь = 1,5%;

- понизитель водоотдачи = 15%;

- цемент = 81,5%.

Приготовление цементного раствора проводят путем размешивания 29,7 м3 цементной смеси на основе цемента марки ПЦТ-1-50 в 22,3 м3 воды и добавлением микросфер 4460 т, придающих раствору высокую удельную прочность при объемном сжатии.

За счет синергетического эффекта от взаимодействия «Корилата», электролита (кальциевая селитра, хлористый кальций) и пластификатора (патент РФ №2132447, патент РФ №2172825, патент РФ №2270227) заявленный комплексный реагент тампонажного раствора имеет высокую изолирующую способность, доказанную промысловыми опытами (Ланчаков Г.А., Григулецкий В.Г. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», 2005, №7, с. 22-31; Ланчаков Г.А., Григулецкий В.Г. и др. - ОАО «ВНИИИОЭНГ, 2005, 104 с.).

При содержании в реагенте электролита менее 0,1%, суперпластификатора менее 0,1% и/или реагента «Корилата» менее 0,02% технический эффект не будет проявляться, так как меньшее количество активного вещества реагента не оказывает существенного влияния на время схватывания цементного раствора, а также прочностные и реологические характеристики цементного камня. При содержании в реагенте активных веществ выше верхнего порога (электролита более 5,0%, суперпластификатора более 0,3% и/или реагента «Корилата» более 0,05%)время начала схватывания цементного раствора существенно ускоряется, что является неприемлемым для проведения ремонтно-изоляционных и ремонтно-восстановительных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Результаты лабораторных испытаний предлагаемого комплексного реагента для тампонажного раствора приведены в примерах 1-2.

Пример 1. В тампонажный раствор из чистого цемента марки «О» и плотностью 1,8 3 г/см добавили:

- структурообразователь SMA = 2%;

- газоблокиратор FLOSS-500 = 0,3%;

- пеногаситель ТБФ = 0,06%;

- комплексный реагент = 0,2%.

Приготовили балочки для исследований по ГОСТ 26798.1-96 «Методы исследований тампонажных материалов» (ГОСТ 1581-96).

Прочность опытных образцов на сжатие через 1 сут.составила8.9 МПа, а через 3 сут. прочность образцов стала равна 15,8 МПа.

В случае применения традиционного состава тампонажного раствора (хлористый кальций = 0,2%), прочность образцов на сжатие через 1 сут. составила 6,6 МПа, а через 3 сут. прочность образцов стала равна 14,1 МПа.

Таким образом, прочность на сжатие образцов цементного камня с предложенным комплексным реагентом оказалась выше, чем при использовании хлористого кальция (традиционного состава).

Пример 2. В тампонажный раствор из чистого цемента марки «О» и плотностью 1,83 г/см добавили:

- структурообразователь SMA = 2%;

- газоблокиратор FLOSS-500 = 0,3%;

- пеногаситель ТБФ = 0,06%;

- комплексный реагент = 0,6%.

Приготовили балочки для исследований по ГОСТ 26798-96 «Методы исследований тампонажных материалов» (ГОСТ 1581-96).

Прочность опытных образцов на сжатие через 1 сут. Составила 8,9 МПа, а через 3 сут. прочность образцов стала равна 18,5 МПа.

В случае применения состава тампонажного раствора с хлористым кальцием (содержание хлористого кальция 0,6%, мас.), прочность образцов на сжатие через 1 сут. составила 7,8 МПа, а через 3 сут. прочность образцов стала равна 17,0 МПа.

Таким образом, лабораторные исследования показали, что предлагаемый комплексный реагент позволяет получать более прочный цементный камень, чем традиционная технология и материалы.

Также в ходе испытаний было выявлено, что предлагаемый комплексный реагент для тампонажных растворов имеет значительно лучшие реологические характеристики (параметры).

Так, СНС (статическое напряжение сдвига) в опытных тампонажных растворах были равны 1 Пуаз за 10 сек течения и 2 Пуаз за 10 мин течения, а в традиционных растворах 1 Пуаз за 10 сек течения и 3 Пуаз за 10 мин течения (пример 1); 1 Пуаз за 10 сек течения и 2 Пуаз 10 мин течения, а в традиционных растворах 1 Пуаз за 10 сек течения и 9 Пуаз 10 мин течения (пример 2). Таким образом, тампонажные свойства раствора существенно улучшаются уже при малых сроках схватывания раствора, что обеспечивает возможность использования предложенного состава для растворов как с малыми, так и с длительными сроками схватывания.

Применение предлагаемого комплексного реагента позволяет повысить качество крепления нефтяных, газовых и других скважин, что обеспечит охрану окружающей среды от выбросов вредных веществ, возможных вследствие нарушения целостности объектов, в строительстве которых применяется предлагаемый реагент, а также увеличить межремонтный период работы скважин.

Комплексный реагент для тампонажного раствора, включающий водный раствор азотнокислого кальция, суперпластификатор на основе сульфореагента, или формальдегида, или меламиноформальдегидной смолы и реагент «Корилат» при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

- водный раствор азотнокислого кальция 0,1-5,0;

- суперпластификатор на основе сульфореагента, или формальдегида, или меламиноформальдегидной смолы 0,1-0,3;

- реагент «Корилат» 0,02-0,05;

- вода - остальное.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – снижение обводненности продукции, увеличение дебита скважины, снижение энергетических затрат, повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах не менее 180°С, качественная изоляция водонасыщенных зон пласта, снижение материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, адгезионную добавку, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду, в качестве адгезионной добавки содержит клей Силор-Ультра Т, в качестве понизителя водоотдачи водорастворимый эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза, в качестве пластификатора лигносульфонат, в качестве пеногасителя трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение предназначено для оценки смывающей способности буферных жидкостей при проведении мероприятий по удалению глинистой корки и может быть использовано при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение прорыва теплоносителя к подстилающим пластовым водам, увеличение коэффициента извлечения нефти, экономия энергетических ресурсов.

Изобретение относится к области строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия методом наклонно-направленного бурения в несцементированных грунтах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве (бурении) нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к обработке подземного пласта нефти или природного газа и может быть использовано при регулировании вязкости жидкости, используемой при гидравлическом разрыве подземного пласта.

Изобретение относится к способам увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта..Композиция для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, где композиция содержит: эфир сульфоната и спирта, имеющий приведенную формулу, и четвертичную аммониевую соль, имеющую приведенную формулу, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.

Изобретение относится к сформованным прессованным гранулам и способу их применения для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов. Предлагается сформованная прессованная гранула связующего и скважинного обрабатывающего композита, содержащего скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла, пористость и проницаемость которого таковы, что указанный агент адсорбирован на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровых пространствах, и сформованная прессованная гранула получена путем кальцинирования пористого оксида металла, адсорбции скважинного обрабатывающего агента на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровые пространства для формирования скважинного обрабатывающего композита, где скважинный обрабатывающий агент выбран из группы, состоящей из ингибиторов отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафиноотложения, ингибиторов солеотложения, ингибиторов образования газогидратов, ингибиторов асфальтена, поглотителей кислорода, поглотителей сульфида водорода, биоцидов, вспенивающих агентов, антиэмульгаторов, поверхностно-активных веществ и их смесей, и добавления связующего в скважинный обрабатывающий композит, и затем прессования связующего и скважинного обрабатывающего композита в требуемую конфигурацию.

Изобретение относится к полимерной промышленности и может быть использовано для изготовления методом литья под давлением элементов в пакерном скважинном оборудовании.
Изобретение относится к композиции на основе органоглины, к тиксотропной композиции, включающей композицию на основе органоглины, и способу получения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на масляной основе.

Изобретение относится к аддукту амина, предназначенному для получения поверхностно-активных веществ. Предлагаемый аддукт амина содержит продукт, полученный путями (1) или (2), или (3).

Изобретение относится к способам и флюидам для обработки скважины с повышением нефтеотдачи. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий диальдегид, где флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью, химическое превращение диальдегида после сшивки с образованием дикислоты, причем диальдегид подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, и после обработки скважины снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием дикислоты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором при естественном режиме, без теплового воздействия.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов.
Изобретение относится к разработке месторождений газовых гидратов. Технический результат – повышение производительности по газу с минимальной техногенной нагрузкой.
Изобретение относится к проппантам из полимерных материалов, применяемым при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе получения микросфер полимерного проппанта, включающем приготовление полимерной матрицы на основе метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов, содержащей компоненты: полимерный стабилизатор, радикальный инициатор, рутениевый катализатор метатезисной полимеризации дициклопентадиена, перемешивание полученной жидкой полимерной матрицы, формирование микросфер, отделение их, нагревание в инертной среде и выделение целевого продукта, жидкую полимерную матрицу перемешивают до достижения значения вязкости в диапазоне 10-100 сП, формирование микросфер осуществляют, подавая полимерную матрицу погружением ее в водный раствор поливинилового спирта, используемого в качестве стабилизатора, используя трубку, конец которой помещают в емкость с водным раствором поливинилового спирта, при объемном отношении от 1:2 до 1:6, перемешивая и диспергируя в течение 10-60 мин с образованием эмульсии, которую нагревают до температуры 95-100°С в течение 30-90 мин и выдерживают при заданной температуре в течение 5-10 мин с образованием микросфер, полученную суспензию охлаждают, отделяют микросферы фильтрацией, отмывают от остатков стабилизатора, высушивают, нагревают в атмосфере инертного газа в течение 30-90 мин и после охлаждения выделяют целевой продукт с размером частиц 0,5-1,4 мм. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение качества и выхода микросфер. 1 з.п. ф-лы, 8 пр.

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к реагентам, используемым в качестве ускорителя иили замедлителя при приготовлении цементного раствора, используемого при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин. Комплексный реагент для тампонажного раствора включает 0,1-5,0 мас. водного раствора азотнокислого кальция, 0,1-0,3 мас. суперпластификатора на основе сульфореагента, или формальдегида, или меламиноформальдегидной смолы, 0,02-0,05 мас. реагента «Корилат», воду – остальное. Техническим результатом является повышение качества крепления нефтяных, газовых и других скважин за счет улучшения реологических характеристик цементного раствора, повышения прочности на сжатие и улучшения изолирующей способности тампонажной системы. 1 табл.

Наверх