Тампонажный раствор

, .гплтФе. МЬА ОП ИСАЙ ИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ Союз Советски иСоциалистическимиРеспублик 1730953 К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(51) М. Кл. Е 21 В 33/138 Государственный комитет ло делам изобретений и открытий(72) Авторы изобретения Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплениюскважин и буровым растворам Министерства нефтянойпромышленности СССР(54) ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР Изобретение относится к производствутампонажных растворов, в частности дляцементирования скважин в соленосных отложениях при 100-250 С и наличии зонаномально-высокого пластового давления(АВПД), и может быть использовано внефтебазовой промышленности,Известен раствор, содержаший портландцемент, наполи итель, жидкость затворения и добавку - полисульфометиленфено 1 Олят натрия (препарат ВРП), котораявводится в количестве 0,01-0,1% от веса сухой смеси 11,Однако данный раствор применяетсялишь в строительных и бетонных работах,15а в качестве тампонажного материала непригоден, ввиду быстрого схватывания ииизкой термосолестойкости,Наиболее близким по составу и технической сушности к предлагаемому являет Ося тампонажный раствор, содержащий тампонажный цемент для "горячих". скважинутяжелитель, жидкость затворения и доЬавку 2). Однако этот раствор нельзя применятьв скважинах с коэффициентом АВПД К == 2,3-2,5.Цель изобретения - создание термосолестойкого тампонажного раствора, пригодного для цементирования скважин в солевых отложениях при наличии зон АВПД сК = 2,3-2,5,Поставленная цель достигается тем,что в качестве добавки используют полисульфометиленфенолят натрия (препаратВРП), при следующем соотношениикомпонентов, вес.чПолисульфом етиленфенолятнатрия (препарат ВРП 31) 100Тампонажный цемент длягорячих" скважин( УШЦ) 24-320Утяжелитель ( барит) 200-525Жидкость затворения -пресная или минерализованная вода 30-200Высокая термо- и коррозионная стой -кость этого тампонажного раствора обьяс730953няется образованием взаимопроникающей средственно на буровой по следующей техструктуры фенолформальдегидных полиме- нологии.ров с минеральными вяжущими, а высокая Цемент УП)Ци баритовый утяжеплотность раствора обеспечивается за счет литель смешивают в заданных соотношеуменьшения количества жидкости затворе-ниях в бункерах цементно-смесг-.явных ния и частичного выполнения этой функ- машин, добавку ВРПи жидко, ь зации добавкой препаратом ВРП 31 за счет творения смешивают в меди.д:;ах:.- ентиего пластифицирующего действия, ровочных агрегатов, Затвор н "е гамп онажИзменяя соотношение компонентов, по- ного раствора и закачивание а скважину лучают тампонажный раствор для скважин 10 производят по общепринятой технологии. с забойной температурой 100-250 С, плот- Структурно-механические показатели ность тампонажного раствора 2,50 г/см, тампонажного раствора пгиведены в табл.1, растекаемость регулируют количеством вво, Анализ свойств предлагаемого растводимой жидкости затворения, ра по сравнению с кзвестными дан вТампонажный раствор готовят непо табл, 2. Таблица 1аг;до амня,МНа аг ва 70 4-50 307070 4-0; 1,8 0 2,41 200 м200 244 200 2,42 2003 7 104 510200 200 5 8 8 2 0 10 320 48 11 32 2 э:312.3 0 5 9 2,50 250 1 245 250 3-5 5 24 32 ц а на.х ств г 230 2,50 После 1 хранения мечается Предельнаяд Госле 1 года хранения отмечается сни жение механиот роведенияампоцажных иости е и работ, так как имеет высокую вязкость(не прокачивае ие прои обповь оч еск ост 0% ицаем азцов ся насосами цементировочных агрегато5 730П р и м е р 1. 100 вес.ч, УШЦсмешивают с 400 вес,ч. баритового утяж лителя, В другой емкости 85 вес.ч. воды смешИвают с 100 вес,ч, ВРП 31, затем в чашке затворения перемешивают в течение 3-5 мин сухую смесь со смесью ВРП 1 и воды, Растекаемость раствора по конусу АзНИИ 19 см, нлотность 2,50 г/см . На КЦ 3 определяют начало загустевания раствора - 4 ч 30 мин. Другую часть 10 раствора заливают в формочки размером 20 20 110 мм и аомещиот в автоклав, где они выдерживаются в течение 2-х сут при 200 С и Р 70 Мна. По истечении срока образцы извлекают, испытывают на приборе МНИна изгиб и процессом ПСУна сжатие.П р и м е р 2, 112 вес,ч, УШЦсмешивают с 336 вес.ч. баритового утяжелителя, 100 вес.ч. ВРПразбавляют в 100 вес.ч. жидкости затворения - минерализованной воде, Сухую и жидкую смеси перемешивают в лабораторной чашке, После перемешивания в течение 3-525 мин измеряют растекаемость (Д=19 см) на конусе АзНИИ и плотность полученного раствора (Я =2)46 г/см). На КЦопределяют загустования раствора (2 ч); в автоклавах определяют предел прочности через 2 сут (2,5 МПа) при изгибе и38 при сжатии (5,0 МПа).П р и м е р 3. 320 вес.ч. УБЦсмешивают с 248 вес.ч. баритового утяжелителя, В 100 вес,ч. ВРПдобавля 35 ют 30 вес,ч. воды. Полученные смеси перемешивают в течение 3-5 мин определяют растекаемость (Д=19 см) и плотность (Я =2,50 г/см ). На КЦопределяют начало загустевания (3 ч 00 мин) нри 250 С и Р 80 ЯНа. В автоклавах при этих же режимах определяют пределы прочности при изгибе (1,5 МПа) и при сжатии (8,1 МПа).По данным приведенным в табл. 1 вид 45 но, что с увеличением количества УШЦ, баритового утяже:.:.-;зля и воды (пп, 1-3) на 100 вес.ч. ВРПначало загустевания раствора уменьшается и снижаются прочностные характ.:-р:стяни камня.50 При равном соотношении ВРПи УШЦ (пн, 4 и 6) с увеличением количества баритового утяжелителя реологические показатели раствора почти че изменяются но снижаются про-:ностныэ характерис 9 55 тики камня (с 1,5 дс ,4 МПа при изгибе и с 3,1 до 2,7 МПа при сжатии)ЦНИИПИ 3 ., 1483/17 953 6Использование в качестве жидкости затворения минерализованной воды из скважины Мс 10 месторождения В СУпе-Таусостава, г/л: 232,0; 43,8; 2,8; 0,2,уменьшает начало загустевания тампонажного раствора (пп, 1 и 7), предел прочности камня при изгибе снижается на0,5 МПа (зв счет увеличения содержанияраны до 1000,0 масс,ч., а прочность присжатии не изменяется,Увеличением количества УШЦдо200 320 масс.ч. на 100 .масс.ч. ВРП(пп. 9-10) подбирают рецептуру раствора для пластовых температур до 160 С(пп. 11-12).Данные, представленные в табл, 1 позволяют подобрать состав темпонажногоматериала для скважин с забойной температурой 100-250 С. Ниже 100 С образование камня не происходит,Экономическая эффективность обеспечивается долговечностью скважин вследствие высокой коррозионной стойкоститампонвжного камня, сокращениемсроковнабора механической прочности тампонажного камня, а также возможностью предотвращения ликвидации скважины нри рапопроявлениях и смятии обсадных колоннпластической деформации солей,Формула изобретенияТампонажный раствор для цементировв.ния скважин в соленосных отложениях приналичии зон аномально-высоких плвстовыхдавлений, содержащий в качестве основытамнонажный цемент для горячих скважин, утяжелитель, жидкость затворенияидобввку,отличающийся тем,что, с целью увеличения термосолестойкости раствора, в качестве добавки используют полисульфометиленфенолят натрия(препарат ВРП 31), при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:Полисульфометиленфенолятнатрия (препарат ВРП 1) 100Тампонажный цемент для"горячих скважин 24-320Утяжелитель 200-525Жидкость затворения 30-200Источники информации,принятые во внимане при экспертизе1. Авторское свидетельство СССР% 481566, кл, С 04 В 13/24,2, Тампонажный утяжеленный шлаковый цемент УШЦ, ОСТ 39-014-75,М., Изд-во Миннефтепрома СССР, 19751 прототип).Тираж 626 Подписное