RU2370516C1 - Тампонажный цементный раствор селективного действия - Google Patents
Тампонажный цементный раствор селективного действия Download PDFInfo
- Publication number
- RU2370516C1 RU2370516C1 RU2008119499/03A RU2008119499A RU2370516C1 RU 2370516 C1 RU2370516 C1 RU 2370516C1 RU 2008119499/03 A RU2008119499/03 A RU 2008119499/03A RU 2008119499 A RU2008119499 A RU 2008119499A RU 2370516 C1 RU2370516 C1 RU 2370516C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- cement
- solution
- backfilling
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims description 64
- 230000009471 action Effects 0.000 title description 2
- 239000011440 grout Substances 0.000 title 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 22
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 10
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 11
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 8
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims description 8
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 4
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract description 2
- 208000023514 Barrett esophagus Diseases 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 40
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 4
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- -1 methyl alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 2
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Chemical class 0.000 description 2
- 239000011347 resin Chemical class 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 239000011414 polymer cement Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000004552 water soluble powder Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации затрубного и межтрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близко расположенным водонефтяным контактом, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в процессе добычи нефти. Тампонажный раствор для эксплуатационных скважин содержит, вес.ч.: портландцемент - 100, органический растворитель, совместимый с водой и с нефтью, - 32-40, маслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ - 0,5-1,0, водорастворимое ПАВ - 0,5-1,0, понизитель водоотдачи типа CFL - 0,5-1,0, адгезионная добавка Конкрепол - 1,0. В качестве указанного растворителя раствор содержит бутилцеллозольв или изопропиловый спирт, или метиловый спирт, или гликоль. Технический результат - способность к полному замещению жидкой фазы тампонажного раствора пластовой водой при взаимодействии с ней, высокая селективность действия тампонажного раствора при высокой прочности, повышение стабильности и седиментационной устойчивости, адгезии к металлу, снижение вязкости. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации затрубного и межтрубного пространства, устранения межпластовых перетоков в скважинах с близко расположенным водонефтяным контактом, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) в процессе добычи нефти.
Изобретение также может быть использовано на этапе подготовки продуктивной толщи к спуску обсадной колонны и ее цементированию при заканчивании скважин. Этот этап включает изоляционные работы в водоносных пластах, близко расположенных к продуктивной толще.
Широко известны водоизоляционные материалы на основе минеральных и органических вяжущих веществ, предназначенные для цементирования нефтяных и газовых скважин в различных геологических условиях и для проведения различного рода РИР / В.И.Костырин, «Тампонажные материалы и химреагенты». - М.: «Недра», 1989, с. 9-50/.
Для повышения качества тампонажного раствора за счет снижения фильтрационных процессов, для повышения прочностных и изоляционных характеристик отвержденного цементного камня, увеличения термостабильности и коррозионной стойкости разработаны многочисленные специальные цементы и тампонажные составы, применяемые в практике цементирования скважин. Помимо цемента тампонажные композиции содержат полимеры (фенольные и эпоксидные смолы, полиакриламид, силикат натрия, катионоактивный латекс и др.). Нашли также применение полимерцементные, гипсополимерные и гипаноцементные смеси, характеризующиеся высокими структурно-механическими свойствами / Е.М.Соловьев, «Заканчивание скважин». - М.: «Недра», 1979, с.180-209/.
Все указанные тампонажные составы имеют один существенный недостаток - они не обладают селективным действием, т.е. отверждение таких смесей происходит как в водной, так и в нефтяной фазах.
Наиболее близкими к заявляемому тампонажному составу по назначению и совокупности существенных признаков являются принятые нами за прототип нефтецементные растворы, представляющие собой суспензионные смеси, состоящие из портландцемента, углеводорода (нефть, керосин, дизельное топливо) и ПАВ /«Цементные и тампонажные смеси, применяемые за рубежом». Обзор зарубежной литературы.- М.: ВНИИОЭНГ, 1977, с. 69/.
Такие смеси обладают избирательным действием: они не твердеют в среде, содержащей нефть, схватывание и затвердевание таких смесей возможно только в водной среде или в среде со значительным содержанием воды. Нефтецементная смесь после попадания в водосодержащую среду быстро абсорбирует воду, превращаясь вначале в густую пасту, а затем в малопроницаемый цементный камень.
Недостатком известного нефтецементного состава является то, что прочность цементного камня, образующегося после энергичного перемешивания нефтецементной смеси с пластовой водой, в значительной степени зависит от объема выделившегося при этом нефтепродукта, т.е. от степени замещения в композиции углеводорода. Чем больше углеводорода выделяется при взаимодействии с водой, тем прочнее становится отвержденный цементный камень. Введение в композицию ПАВ улучшает стабильность суспензии цемента, затворенного на углеводороде, но снижает степень замещения углеводорода водой.
Целью настоящего изобретения является разработка тампонажного состава на цементной основе, обладающего селективным действием и способностью к полному замещению жидкой фазы при взаимодействии с пластовой водой, что позволяет достичь прочностных характеристик, присущих традиционным водоцементным составам.
Поставленная цель достигается тем, что известный тампонажный раствор для эксплуатационных скважин, содержащий в качестве основы портландцемент, органический растворитель и маслорастворимое поверхностно-активное вещество, содержит органический растворитель, совместимый с водой и с нефтью, и дополнительно водорастворимое ПАВ, понизитель водоотдачи типа CFL и адгезионную добавку - Конкрепол при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
| - портландцемент | 100 |
| - указанный растворитель | 32-40 |
| - маслорастворимое ПАВ | 0,5-1,0 |
| - водорастворимое ПАВ | 0,5-1,0 |
| - указанный понизитель водоотдачи | 0,5-1,0 |
| - Конкрепол | 1,0 |
В качестве жидкой фазы такой органоцементной композиции были выбраны соединения класса спиртов: изопропиловый, метиловый спирты, бутилцеллозольв, этиленгликоль. Эти растворители хорошо смешиваются и с водой, и с нефтью. Применение в композиции вместо углеводорода таких спиртов обеспечивает более легкое и полное их вытеснение при взаимодействии тампонажного состава с водой.
Применение маслорастворимых и водорастворимых ПАВ в составе обеспечивает подвижность (растекаемость) и стабильность суспензии, затворенной на органическом растворителе. При выборе водорастворимых ПАВ особое внимание было уделено веществам, способным растворяться также и в углеводороде.
Для снижения показателя фильтрации тампонажного раствора и увеличения адгезии цементного камня в композицию введены водорастворимые полимерные добавки нелатексного типа - CFL-117 или CFL-110 и Конкрепол.
Как можно предположить, вытеснение жидкой фазы и замена ее на воду в таких цементных суспензиях будет протекать более легко вследствие образования на цементной частице защитной пленки ПАВ, в силу своей природы легко смываемой водой. Однако все попытки подобрать ПАВы, хорошо растворимые как в воде, так и в нефти, не увенчались успехом, поэтому при разработке заявляемого тампонажного раствора были использованы маслорастворимые и водорастворимые поверхностно-активные вещества.
Рассматриваемая в работе классификация ПАВ на водо - и на маслорастворимые определяется условиями их применения. При разработке органоцементной тампонажной композиции удобнее классифицировать ПАВ по их физическим свойствам, например, по растворимости, а не на основе различий в их строении, т.е. не по природе гидрофильных групп и гидрофобных радикалов.
Способ приготовления тампонажного раствора заключается в следующем: в навеску бутилцеллозольва (или другого растворителя) добавляют 0,5 вес.ч. (по отношению к исходному цементу) маслорастворимого ПАВ (например, Нефтенол-НЗ, Синол-ЭМ и др.) и 0,5 вес.ч. водорастворимого ПАВ (например, МЛ-80, МЛ-81Б, Нефтенол-ВВД и др.). В смесь также добавляют понизитель водоотдачи типа CFL-117, затворенный в 10-кратном объеме этиленгликоля, и адгезионную добавку Конкрепол. После этого смесь перемешивают в течение 0,5 ч. Образовавшийся гомогенный раствор используют для затворения цемента, выдерживая соотношение органический растворитель: цемент (ОР/Ц) в пределах 0,32-0,40 для получения подвижной суспензионной смеси (растекаемость по АзНИИ в пределах 180-250 мм).
Для заявляемого тампонажного раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
1. Тампонажный портландцемент ГОСТ 1581-91 марки ПЦТ ДО-100 Сухоложского цементного завода.
2. Бутилцеллозольв (ТУ 6-01-646-84).
3. Изопропиловый спирт (ГОСТ 9805-84).
4. Этиленгликоль (ГОСТ 19710-83).
5. Понизители водоотдачи американской фирмы Сlearwater Engineered Chemistry:
- CFL-117 - высокомолекулярный (5,0·106 - 5,8·106) полиоксиэтилен (Техническая информация Clearwater, Сертификат ISO 9001, Houston, Texas 77027 от 2003 г.);
- CFL-110 - водорастворимый порошок, состоящий из производных полисахаридов и содержащий крахмал (Санитарно-эпидемиологическое заключение № 77.01.03.249.П.107668.12.08 от 26.12.2008).
6. Адгезионная добавка Конкрепол - водно-полимерная система поли-N-виниламида (Сертификат соответствия № ТЭК RU, ХП 06.Н00832, Свидетельство № РОСС RU.0001.03ЮЛ00).
7. Поверхностно-активные вещества:
- Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 40%-ный раствор сложных эфиров высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот в дизельном топливе;
- Нефтенол-НЗ (ТУ 2483-016-17197708-97) - углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот;
- Нефтенол-ВВД (ТУ 2483-015-17197708-97) - смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов;
- МЛ-80, МЛ-81Б (ТУ 2481-007-48482528-99) - многокомпонентная смесь анионных и неионогенных ПАВ и этиленгликоля (летняя и зимняя формы).
Цементные суспензии, замешанные на органических растворителях, совместимых и с водой, и с нефтью, обладают всеми преимуществами нефтецементных суспензий, а именно:
- селективностью действия;
- низким показателем фильтрации;
- высокой стабильностью и седиментационной устойчивостью;
- низкой вязкостью и хорошей растекаемостью;
- высокими прочностными и изоляционными свойствами отвержденного тампонажного камня.
Кроме того, к преимуществу суспензий типа ОР/Ц по сравнению с нефтецементными суспензиями относится их способность при взаимодействии с водой полностью замещать органическую фазу на воду, благодаря чему сохраняются высокие прочностные характеристики тампонажного камня в процессе его гидратации.
При изучении свойств цементных суспензий определялись следующие параметры:
- удельный вес на рычажных весах;
- растекаемость по кругу АзНИИ;
- вытеснение углеводородной фазы из цементной суспензии водой на воронке Бюхнера при давлении 0,1 МПа;
- показатель фильтрации на ВМ-6;
- прочность цементного камня на сжатие стандартным методом на прессе.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.
Примеры 1-5.
При установлении влияния природы растворителя в цементных суспензиях на степень вытеснения водой жидкой фазы и на механическую прочность отвержденного цементного камня тампонажный раствор готовили следующим образом. К 64 г бутилцеллозольва добавили 1 мл маслорастворимого эмульгатора (Синол-ЭМ, Нефтенол-НЗ) и 1 мл водорастворимого эмульгатора (Нефтенола-ВВД, МЛ-80, МЛ-81Б) и после перемешивания в течение 0,5 ч к смеси добавили 200 г цемента. После получасового смешения получили состав со следующим содержанием ингредиентов (вес.ч. по отношению к цементу):
- цемент - 100;
- бутилцеллозольв - 32,
- маслорастворимый эмульгатор - 0,5;
- водорастворимый эмульгатор - 0,5.
Представленные в таблице 1 составы не содержат полимерных добавок (CFL-117 и Конкрепол), т.к. предварительными исследованиями было установлено, что они не оказывают практически никакого влияния на количество выделившейся жидкой фазы при замещении водой и на предельное напряжение при сжатии.
Параллельно для сравнения прочностных свойств отвержденного цементного камня были приготовлены стандартный цементный раствор с водоцементным отношением (В/Ц) 0,42 и нефтецементный раствор по прототипу с соотношением ДТ/В 0,34.
Полученные характеристики цементных суспензий, затворенных на растворителях различной химической природы, представлены в таблице 1.
Как видно из таблицы 1, замена дизельного топлива в нефтецементном растворе на бутилцеллозольв (пример 3) в процессе взаимодействия с водой позволяет полностью заместить органический растворитель на воду. В этих же условиях количество выделившегося углеводорода в примере 2 (прототип) не превышает 70%. В результате неполного замещения происходит резкое снижение (приблизительно в 2 раза) прочностных характеристик отвержденного тампонажного камня.
Применение спиртов (примеры 4, 5) в качестве растворителей в тампонажном составе обеспечивает полное замещение органических соединений при взаимодействии с водой. Необходимо отметить, что прочностные характеристики отвержденных цементных составов в примерах 3-5 практически не уступают контрольному опыту (пример 1) и значительно превосходят по прочности на сжатие образцов, полученных по прототипу (пример 2).
Проведенные исследования по установлению влияния природы жидкой фазы на структурно-реологические характеристики цементных суспензий показывают, что применение в качестве ЖФ органических растворителей, совместимых как с водой, так и с нефтью, позволяет:
- при взаимодействии с водой провести полное замещение ЖФ, обеспечивая при этом необходимые условия для последующей гидратации цемента;
- замена углеводорода в нефтецементной композиции на алифатический спирт позволяет достичь высоких прочностных показателей отвержденного цементного камня, соизмеримых с показателями традиционных водоцементных составов;
- применение в заявляемом тампонажном растворе водо- и нефтерастворимых ПАВ позволяет достичь необходимой подвижности цементной суспензии (по АзНИИ 180-250 мм), обеспечивающей ее высокую прокачиваемость при проведении РИР в эксплуатационных скважинах.
Примеры 6-13.
При определении показателя фильтрации цементного раствора и адгезии отвержденного цементного камня в приготавливаемый аналогично примерам 3-5 состав перед добавлением цемента вводили понизитель водоотдачи CFL-117 или CFL-110, затворенный в 10-кратном объеме этиленгликоля, и адгезионную добавку Конкрепол.
В таблице 2 приведены данные по влиянию понизителя водоотдачи на показатель фильтрации раствора и по влиянию адгезионной добавки Конкрепол на адгезию отвержденного камня к металлу. Полученные данные сравнивались с результатами прототипа (пример 6) и "холостого" опыта, тампонажный состав которого не содержал полимерных добавок (пример 7).
Из таблицы 2 видно, что введение в тампонажный раствор понизителя водоотдачи типа CFL в количестве 0,5-1,0 вес.ч. по отношению к цементу на два порядка снижает показатель фильтрации цементного раствора (сравн.опыты 7,8). Снижение концентрации CFL-117 до 0,4 вес.ч. по отношению к цементу является нежелательным, так как это приводит к заметному увеличению показателя фильтрации (пример 9). Увеличение концентрации выбранного понизителя водоотдачи в цементной суспензии больше 1,0 вес.ч. (пример 10) не приводит к заметному снижению показателя фильтрации раствора.
Присутствие в композиции полимерной добавки Конкрепол увеличивает адгезию отвержденного цементного камня приблизительно в 2 раза (сравн. примеры 7,8). Как видно из примеров 8, 11-13, выбранные интервалы концентрации Конкрепола 0,5-1,0 являются оптимальными и позволяют увеличить адгезию цементного камня в 2-2,5 раза по отношению к прототипу.
Данные растворы могут найти применение для проведения следующих операций:
- изоляция зон поглощения бурового раствора и зон водопроявлений в скважине;
- ликвидация негерметичности обсадных колонн;
- закупоривание каналов перетока, образовавшихся на отдельных участках между обсадными трубами и цементным камнем;
- изоляция водоносных поглощающих пластов, примыкающих к объекту эксплуатации.
Наиболее эффективно разработанный тампонажный состав может найти применение при проведении изоляционных работ в скважинах с высокой температурой (>80°С), когда резко возрастает риск преждевременного отверждения цементного раствора в стволе скважины.
Claims (2)
1. Тампонажный раствор для эксплуатационных скважин, содержащий портландцемент, органический растворитель и маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), отличающийся тем, что он содержит органический растворитель, совместимый с водой и с нефтью, и дополнительно водорастворимое ПАВ, понизитель водоотдачи типа CFL и адгезионную добавку - Конкрепол при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
портландцемент 100
указанный растворитель 32-40
маслорастворимое ПАВ 0,5-1,0
водорастворимое ПАВ 0,5-1,0
указанный понизитель водоотдачи 0,5-1,0
Конкрепол 1,0
2. Тампонажный раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве указанного растворителя он содержит бутилцеллозольв, или изопропиловый спирт, или метиловый спирт, или гликоль.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008119499/03A RU2370516C1 (ru) | 2008-05-19 | 2008-05-19 | Тампонажный цементный раствор селективного действия |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008119499/03A RU2370516C1 (ru) | 2008-05-19 | 2008-05-19 | Тампонажный цементный раствор селективного действия |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2370516C1 true RU2370516C1 (ru) | 2009-10-20 |
Family
ID=41262939
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008119499/03A RU2370516C1 (ru) | 2008-05-19 | 2008-05-19 | Тампонажный цементный раствор селективного действия |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2370516C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102444392A (zh) * | 2011-11-08 | 2012-05-09 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司 | 一种防油气水窜的水泥浆体系选择方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2164598C2 (ru) * | 1999-05-25 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Состав для изоляции притока пластовых вод |
| RU2004110674A (ru) * | 2004-04-07 | 2005-10-20 | Светлана Геннадьевна Канзафарова (RU) | Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяные и нефтегазовые скважины |
| CA2611135A1 (en) * | 2005-06-03 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use |
| RU2306327C1 (ru) * | 2006-05-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Тампонажный раствор для цементирования газонефтяных скважин |
-
2008
- 2008-05-19 RU RU2008119499/03A patent/RU2370516C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2164598C2 (ru) * | 1999-05-25 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Состав для изоляции притока пластовых вод |
| RU2004110674A (ru) * | 2004-04-07 | 2005-10-20 | Светлана Геннадьевна Канзафарова (RU) | Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяные и нефтегазовые скважины |
| CA2611135A1 (en) * | 2005-06-03 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use |
| RU2306327C1 (ru) * | 2006-05-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Тампонажный раствор для цементирования газонефтяных скважин |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Цементные и тампонажные смеси, применяемые за рубежом. Обзор зарубежной литературы. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977, с.69. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102444392A (zh) * | 2011-11-08 | 2012-05-09 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司 | 一种防油气水窜的水泥浆体系选择方法 |
| CN102444392B (zh) * | 2011-11-08 | 2014-06-11 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司 | 一种防油气水窜的水泥浆体系选择方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11015104B2 (en) | Cement slurries, cured cements and methods of making and use thereof | |
| EP1863890B1 (en) | Fluid loss control additive and cement compositions comprising same | |
| RU2656266C2 (ru) | Способ обработки подземного пласта суспензией цементного раствора с возможностью образования проницаемого отвердевшего цементного раствора | |
| US6666268B2 (en) | Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells | |
| US6668929B2 (en) | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells | |
| US6716282B2 (en) | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells | |
| DE69712134T2 (de) | Bohrlochzementzusammensetzung | |
| EP1871723B1 (en) | Methods of cementing using a fluid loss control additive | |
| CN109504356A (zh) | 一种高强低弹水溶性树脂水泥浆体系及其应用 | |
| CN1257465A (zh) | 用于地下井中的粘性组合物及方法 | |
| US11814572B2 (en) | Methods of cementing a wellbore without using a spacer fluid with a chain extended non-ionic surfactant | |
| CN112585238A (zh) | 循环液漏失材料组合物和隔离井筒的循环液漏失区的方法 | |
| RU2385894C1 (ru) | СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБЛЕГЧЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ПЛОТНОСТЬЮ 1450-1500 кг/м3 | |
| EP2855620A1 (en) | Methods of using oil-based wellbore cement compositions | |
| CN113999658A (zh) | 一种可改善含油固井界面封隔性能的亲油性水泥浆 | |
| RU2370516C1 (ru) | Тампонажный цементный раствор селективного действия | |
| RU2672069C2 (ru) | Гидроизоляционный инъекционный состав для внутригрунтовой защиты строительных объектов (варианты) | |
| RU2429270C2 (ru) | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) | |
| CN114574179B (zh) | 一种压力响应型固结堵漏剂及其制备方法与应用 | |
| RU2376336C1 (ru) | Гидрофобный полимерный тампонажный состав (варианты) | |
| RU2426863C1 (ru) | Способ изоляции притока воды в скважину | |
| RU2500710C1 (ru) | Безводный тампонажный раствор | |
| CN115477491A (zh) | 一种基于化学-机械法的低温固井用超细早强剂及水泥浆 | |
| CN119774921A (zh) | 纳米基抗二氧化碳腐蚀水泥浆及其制备方法 | |
| CN115678520A (zh) | 一种中高温可控胶凝堵漏材料及其应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20200914 |