Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин

Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕН

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

3саа,щ у

0,0001-0,0045

0,00001-0,0015

Остальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3480452/ 22-03 (22l 17.06.82 (46) 07 ° 02.84. Вюл. В 5 (72> В.С. Петров, P.Õ. Ишмаков, A.Ì. Селиханович, З.П. Матвеева, В.Г. Семенов, Л.Т. Дытюк, P.Х. Самакаев и А ° Н. Олейников (71) Центральная научно-исследовательская лаборатория ордена Трудово.

ro Красного Знамени объединения

"Оренбургнефть" . (53) 622.245.42(088.8} (561 1. Шадрин Л.Н. Технология и организация крепления скважин. М., "Недра", 1975, с. 121-131.

2. Данюшевский В.С. и др. Спра- вочное руководство по тампонажным материалам. M., "Недра", 1973, с. 133.

3. Авторское свидетельство СССР

В 726307, кл.F 21 В 33/138, 1978. (54)(57I ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ЦЕ NEHTHPOBAHHH НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

СКВАЖИН, включающий в качестве основы тампонажный цемент, воду и

„„SU„„1071735 А полиэтиленполиамин- М -метиленфосфоновую кислоту (ПАФ-1), о т л ич а ю шийся тем, что, с целью повышения степени замедления сроков схватывания тампонажного раствора и снижения расхода компонентов, замедляющих сроки схватывания, он дополнительно содержит формальдегид и фосфористую и соляную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.Ъ: ,Тампонажный цемент 66,66025-66,66978

Полиэтиленполиамин- М— метиленфосфоновая кислота (ПАФ-1)

Фосфористая кислота 0,00001-0,0015

Соляная кислота 0,0001-0,00225

Формальдегид

Вода

1071735

0,0001-0,0045

40

55

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования нефтяных и газовых скважин.

Известны тампонажные растворы, включающие цемент, воду и добавку, замедляющую сроки схватывания при повышенных температурах и давлениях.

К таким добавкам относятся борная кислота, виннокаменная кислота (BKK), гипан, сульфид-спиртовая барда (ССБ ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ)", нитролигнин, бура, нейтральный черный контакт (НЧК), полифенал лесохимический (ПФЛХ ), трилонБ (,11 и (2Д. 15

Однако, укаэанные тампонажные растворы требуют больших концентраций добавок (до 3 вес.%),характери.зуются низкой эффективностью замедления сроков схватывания (ВКК, КМЦ), сильно вспенивают тампонажный растВор (ПФЛХ,.КССБ, ССБ ), понижают прочность цементного камня (КМЦ), требуют совместного введения других добавок (бур ) и др.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является тампонажный раствор ГЗ 1 для цемеитирования, нефтяных и газовых скважин на основе тампонажного цемента, воды и добавки, замедляющей сроки схватывания, в качестве которой используется полиэтиленполиамнн- и -метиленфосфоновая кислота (ПАФ-1) при следующем соотношении компонентов, 35 мас.В:

Цемент 65,610-66,625

ПАФ-1 0,035-1,05

Вода Остальное

Однако, известный тампонажный раствор имеет следующие недостатки: низкую эффективность замедления сроков схватывания, значительный расход вводимой доба ки до 0,4 мас.%,и высокую стоимость 45 добавки, Целью изобретения является повышение степени замедления сроков схватывания тампонажного раствора и снижение расхода компонентов.

Указанная цель достигается тем, что тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скваясин, включающий в качестве основы тампоиажный цемент, воду и полиэтиленполиамин- М -метнленфосфоновую кислоту (ПАФ-1 ), дополнительно содержит формальдегид и фосфористую и соляную кислоты при следующем соотношении компонентов, мас.Ъ;

Тампонажный цемент 66,66025-66,66978

Полиэтиленполиамин-Иметиленфосфоновая кислота (ПАФ- 1)

Фосфористая кислота 0,00001<0,0015

Соляная кислота . 0,0001-0,00225

Формальдегид 0,00001-0,0015

Вода Остальное

Комплекс добавок выпускается под товарным названием ПАФ-13 по ТУ-6-05-05-.78. Поставляется в виде 25%-ного водного раствора в, железнодорожных цистернах.

Предлагаемый тампонажный раствор для цементирования скважины готовится следующим образом., Для конкретных горнотехнических условий определяется допустимое время для безаварийного проведения процесса цементировании (например, не менее 5 ч). Определяется оптимальная концентрация комплекса добавок (ПАФ-13) по времени начала схватывания тампонажного раствора (раствор б табл. 1). Расчитывается необходимое количество воды и цемента.

Например, для цементирования скважины по расчету необходимо 10 м цементного раствора. По известным формулам определяют, что при водосмесевом отношении 0,5 количество цемента составит 12,2 т.

Объем воды для затворения данного количества цемента при водосмесевом отношении 0,5 составит 6,1 т °

В данном объеме воды цемент растворяется .в меринках агрегата ЦА-320.

Количество ПАФ-13, достаточное для получения сроков начала схватывания, равных 5 ч (раствор 6 табл. 1), составит 0,77 кг.

На этом водном растворе затворяют цемент и тампонажиый раствор зака" чивают и скважину по общепринятой технологии..

В таблице приведены структурномеханические свойства тампонажного раствора: контрольного, известного и предлагаемого согласно ГОСТ 158178. Эффективность добавок — эамедлителей сроков схватывания опре- делялась согласно ГОСТ 1581-78, ГОСТ 310.1-76-ГОСТ 310.4-76, ОСТ 39-051-77 °

1071735 (I

»«3!!

I

«О 3

ИЪ

-«3 1

Ю

« а«»

Ю с» о <

«, «

««) «3

Ю

3Ч

CO

«-б о

««3

СО н

Ю о а

3«» «-1

I 1

3«3 lO о о

1 о an

О «3

1 3

C«4 an

О»4»

«-1! I

СЧ «3«

Ю

Ю

3 «

° "3 an о о о о о

«« о ю

»» »

« «

Ю о

« о

an

ГЯ

СЧ

Ю

С»

gÖ СЧ о о о о

«« о о

«б о .an о о о о ю о

« « о о

an

° 3

Ю о

«

1, бс»

1 «3« о-»

« ,Ю о

%1 % «

« « о о

Ю 3«

« ь н о

Ф а и

an

СЧ о

«О

»О

« ао аО

I Ф 3 Н

at! ж б 0 4 Ф

4и3 И

1 Ф

4 1:=Г

1 3

И

»О 3 э an

««

«О »О

«О»О

»О \О

»О»О .«к

»О»О

»Р»О 1 1.

-1 оа ! Фо всма

a ° а»О

I 1 2 1

I I Ф 1 н

v и

aa3 O

1 — 4

«

1 1 4»4 н оса

R0 f=f

1 I ЙМРI

1 1-4

1 1 1

1 1 3 «»43 » I ннз

0 0 3

4. "0 f3

Ы

1 1

1 1 — — — 4

1 I

I Ж 1

I.5 l

0 ! «1 й< 3 Ф 3

1 "1 —

I 5 4 0

I Q I Ô

I «1 «««4

1 Х I . aaf I

1 1 I

31 а

«О à — -«

I I I

3 1

1 I

I 1 <б

3 Ц о

СС4 I

1 1

1 I

1 3

I I 4, 3 1

1 - «б I

f Ж

1

1 4 1

1 I I

1 1 1

1

«-б и

1 I Ж

1 ° 1 I 4 0! 1

1 Ф I

1 W 1 — — «

1 I a«« . 4

1 « I 0

I a I с»«3

1 Н И I ба! 1

Ф I 1

I Х 1

I а 1 «- 4

I С«3 I

4««43-ф1Щ

I Ф I ! «««4 l

1 1Е! 1

I f6 I н

1 а 1 Ж

В б«» (Ч nf сЧ

»О О аО

« \

««ъ ««» a«» о о о (Ч СЧ С«3

Ф «o co

Ч 3 о о о о. е о

I 1

««» «3«CO о o o о о о

1 Ч 3 о ю о о о-о

< Ч 3

0 0.0

34 4= 4= о ««

Ф о о

»6 «« с o.о й.. и 3

1

I

I

I

1

° I

I

I

1

4

I.

1

1

I

I

I

1 !

I

I

1

1

I

I

1

1

1

1

I

14

1071735

Составитель В.Никулин

Техред С.Мигунова Корректор O.Tèãîð

Редактор В.Данко

Тираж 564 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Заказ 85/25

Филиал ППП "Патент", г. ужгород, ул. Проектная, 4

При добавке ПАФ-13 меньше нижнего предела сроки схватывания тампонажного раствора находятся в пределах, не имеющих практического значения.

При добавке ПАФ-13 больше верхнего предела наблюдается увеличение сроков 5 схватывания тампонажного раствора более 7 ч, что нецелесообразно, так как при существующей технологии цементирования скважин глубиной

3000-5000 м процесс продолжается

4-6 ч. А время до начала схватывания тампонажногЬ раствора должно быть больше продолжительности цементирования на 5-10 мин на каждые 1000 м.

Таким образом, при использовании изобретения повышается эффект замедления сроков схватывания тампонажного раствора, снижается расход вводимой добавки - замедлителя сроков схватывания.