Тампонажный раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин Советский патент 1982 года по МПК E21B33/138 

Описание патента на изобретение SU907221A1

i

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к тампонансньм растворам для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин в соленосных отложениях.

Известны засолененные тампонажные растворы, обеспечивающие прочную связь цементного камня с породами, сложенными солями fl

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 тампонажный раствор 21 для цементирорания глубоких нефтяных и газовых скважин, включающий цемент, хлористый натрий, иоду и добавку, замедляющую сроки отватьшания, в

качестве которой используется конденсированная сульфитспиртовая бар . да (.КССБ) при следующем соотношении

компонентов, вес.%;

Цемент61,919-62,305

Хлористый

натрий6,192-6,231

КССБ0,5-1,5

ВодаОстальное

10 Однако известный тампонажный раствор требует значительный расход вводимой добавки, имеет небольшие сроки схватывания, раствор при введении в него КССБ вспенивается,

15 прочность цементного камня при увеличении добавки уменьшается.

Цель изобретения - замедление сроков схватывания и повьшения прочности цементного камня на изгиб в

}0 соленосных отложениях.

Поставленная цель достигается тем, что в качестве добавки раствор 3 содержит нитрилогриметилфосфоновую кислоту (НТФ) оГицого uiwa tH - pOjH ц- ан - РОзЦ( CHi POjWQ при следующем соотношении компонентов, вес.%: 62,476-62,490 Цемент ХлористыГ 6,247-6,249 натрий 0,025-0,055 Остальное В качестне добанки, замедляющей сроки схватьшания и ноньппаюшей предел прочности на ичгиб цементного камня, HCHojUisyTOT 11рс)дукт, выпускае мый по ТУ-6-09-20-1-79. Тамнонажный раствор Готовят следующим образом. расчетное количество воды вводят хлорист1,1й натрий и ИТ1ч Раствор перемешивают до растворения и на нем затворяет1;т цемент по общепринятой технологии. В таблице приведены параметры тампонажных растворов tipecnoroконтрольного, засо.поненно) о-контрол ного, известного и 11ас:тояп1,(|П11И нижних, верхних: и оптима.п.кых концентрациях KOMHOBeirioB . Эффектив1гост1) дс Еанок определяют согласно ГОСТ 1581-78, ГОСТ П0.176 - ГОСТ 310.4-76, DCT 39-051-77 Исгплтания проводит при 50г, и даилении 400 кгс/см-. И; данных, 111)ии(депн1.1х п таблице видно, что при Ризначи|е. добав ках НТФ к засологенному 1амнонажному раствору происходит удлинение сроков схватывания и времени ;аагустеваиия, повышения первичной прочности цементного камня (чере-j сутки) но сравнет1ю с исходным. При добавке КССБ в количестве 0,5% первичная прочность хотя и выше, чем при добавке НТФ в количестве 0,025%, но время загустевания нтше. При добавке НТФ в количестве 0,04% прочность через сутки выше на 8,8 кгс/см , а через 2 сут - на 9,8 кгс/см , по сравнению с добавкой КССБ в количестве 0,5%. Время гзагустевания при этом увеличивается на 3 ч . Нижний и верхний пределы концентраций НТФ объясняются следующими примерами . Пример 1. При добавке НТФ ниже 0,025 вес.% время загустевания (прокачиваемости) тампонажного раствора снижается (меньше 3 ч 40 мин), что потначительно отличается от исХОДНОГО . Пример 2. При добавке НТФ выше 0,055% начало схватывания достигает 12ч, а по ГОСТ 1581-78 оно не должно превышать более 12ч. Таким образом, у;и1иня 11тся сроки с.хватывания тампоиажного раствора i) 3-4 раза по сравнению с, исходным засолоненным pacтвopo t, попытается прс чность цементногО камня в 1,5 раза и сокращается расход вводимой добавки по сравнению с известным более чем в 10 раз. 7 90722 Формула изобретения Тампонаж раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых .,, скважин, включающий цемент, хлорке-S ч тый натрий, воду и добавку, о т л ич а ю щ и и с я 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 POjH( N - POjHQ СНп - РОгНп 18 при следующем соотношеинн компонентов, Bec.Z: Цемент 62.476-62,490 „ „ Хлористый .. t i/т t т/о натрий 6,247-6,249 Нитрилотриметилфосфоиоваякислота 0,025-0.055 g Остальное Источники информации, принятые во внимание при экспертизе I двторское свидетельство СССР №274033. кл. Е 21 В 33/13. 1969. 2. Шадрин Л.Н. Технология и организация крепления скважин. М., Недра. 1975, с. 125 (прототип).

Похожие патенты SU907221A1

название год авторы номер документа
Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин 1982
  • Петров Владимир Сергеевич
  • Селиханович Александр Михайлович
  • Семенов Виктор Георгиевич
  • Матвеева Зоя Петровна
  • Дытюк Леонид Терентьевич
  • Дятлова Нина Михайловна
  • Самакаев Рафаиль Хакимович
SU1033710A1
УТЯЖЕЛЕННЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР 2015
  • Щербич Николай Ефимович
  • Семененко Анастасия Федоровна
  • Белей Иван Ильич
  • Кармацких Сергей Александрович
  • Ноздря Владимир Иванович
  • Цыпкин Евгений Борисович
RU2591058C1
МАГНЕЗИАЛЬНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ 2014
  • Каримов Ильшат Назифович
  • Агзамов Фарит Акрамович
  • Мяжитов Рафаэль Сяитович
RU2542028C1
ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В СОЛЕНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ 1993
  • Цыцымушкин П.Ф.
  • Хайруллин С.Р.
  • Кудряшова З.Н.
  • Горонович С.Н.
  • Михайлов Б.В.
  • Морозов Ю.Д.
  • Каримов Н.Х.
RU2042786C1
ОСНОВА УТЯЖЕЛЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА 2001
  • Рябоконь С.А.
  • Рябова Л.И.
  • Новохатский Д.Ф.
  • Нижник А.Е.
RU2194844C2
Тампонажный раствор для цементирования скважин с низкой температурой 1979
  • Прасолов Валентин Александрович
  • Григорьев Петр Никифорович
  • Алчина Светлана Ивановна
  • Ерохин Владимир Петрович
  • Батурин Валерий Иванович
  • Шилова Галина Ивановна
SU927969A1
Основа утяжеленного термостойкого тампонажного раствора 2020
  • Агзамов Фарит Акрамович
  • Оганов Александр Сергеевич
  • Вязниковцев Сергей Фёдорович
  • Каримов Ильшат Назифович
  • Кулигин Андрей Витальевич
  • Шуть Константин Фёдорович
RU2763195C1
Тампонажный раствор для крепления скважин в соленосных отложениях 1989
  • Цыцымушкин Петр Федорович
  • Хайруллин Серик Рахимович
  • Тарнавский Анатолий Павлович
  • Кудряшова Зинаида Николаевна
  • Левшин Владимир Николаевич
  • Михайлов Борис Васильевич
SU1700201A1
ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР 1991
  • Окишев Н.А.
  • Иванов А.Г.
  • Карпенко И.В.
RU2039206C1
ОБЛЕГЧЕННЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР 2003
  • Курбанов Я.М.
  • Хафизова Э.Н.
  • Сутягин В.А.
  • Каримов И.Н.
RU2239049C1

Реферат патента 1982 года Тампонажный раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения SU 907 221 A1

SU 907 221 A1

Авторы

Алексеев Павел Дмитриевич

Дытюк Леонид Терентьевич

Петров Владимир Сергеевич

Дятлова Нина Михайловна

Селиханович Александр Михайлович

Саманаев Рафаиль Хакимович

Ишмаков Рафик Хусейнович

Рудомино Марьяна Васильевна

Даты

1982-02-23Публикация

1980-06-19Подача