SU1751296A1 - Тампонажный состав дл креплени высокотемпературных скважин - Google Patents
Тампонажный состав дл креплени высокотемпературных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- SU1751296A1 SU1751296A1 SU904844360A SU4844360A SU1751296A1 SU 1751296 A1 SU1751296 A1 SU 1751296A1 SU 904844360 A SU904844360 A SU 904844360A SU 4844360 A SU4844360 A SU 4844360A SU 1751296 A1 SU1751296 A1 SU 1751296A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- amifol
- cement
- strength
- additive
- boreholes
- Prior art date
Links
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 title 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 25
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims description 13
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 10
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000007774 longterm Effects 0.000 claims description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 208000002193 Pain Diseases 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000004455 differential thermal analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000001493 electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Тампонажный состав дл применений высокотемпературных скважин содержит, мас.%: в жущее 66,35-71,41. амифол - нейтрализованный аммиаком побочный продукт производства нитрилотриметил- фосфоновой кислоты 0 02-0,50; вода осталь ное 1 таб т
Description
Изобретение относитс к креплению нефт ных и газовых скважин в услови х температур до 250°С.
Известен тампонажный состав дл цементировани скважин, включающий тампонажный цемент, воду и добавку, повышающую прочность и коррозионную стойкость цементного камн .
К такой добавке относитс НТФ совместно с олигомером СБ-1
Однако указанный тампонажный состав обладает следующими недостатками: сложность изготовлени в услови х буровой; сравнительно низкие температуры применени (до 100°С), снижение прочности цементного камн при длительном хранении.
Известен также тампонажный состав дл креплени высокотемпературных скважин (до 250°С), содержащий в качестве добавки, повышающей прочность, металлоорганические комплексы нитри- лотриметилфосфоновой кислоты
Однако тампонажный состав при использовании указанной добавки обладает
низкой седиментационной устойчивостью тампонажных растворов, отсутствием их серийного производства, низкой долговременной прочностью
Известен тампонажный состав, включающий цемент, НТФ и воду.
Данный состав характеризуетс значи- те ьным снижением антикоррозионных свойств, прочности цементного камн на его основе при длительной работе его в услови х высоких температур (250°С), агрессивной среды.
Цель изобретени - сохранение прочностных и антикоррозионных свойств цементного камн при длительном хранении в услови х высоких температур, давлений, агрессивной среды,
Поставленна цель достигаетс тем, что тампонажный состав дл креплени скважин , включающий в жущее, добавку, воду, в качестве добавки содержит продукт производства НТФ - реагент амифол, при следующем соотношении компонентов, мас%:
сл
ю
В жу щее66 35 71 41
Амифол002 050
ВодаОстальное
Реагент амифол получают нейтрализацией аммиаком композиции ИСБ-М-1 вл ющейс отходом производства НТФ по ТУ 6-09-20-157-89 Амифол содержит воду и аммонийные соли кислот нитрилотриметил- фосфоновой,метил иминодиметилфосфоно вой, фосфористой и сол ной Длительное сохранение высокой прочности тампонаж- ного камн с добавками амифола объдсн - етс значительным его вли нием на кинетику фазообразовани в цементном камне
Физико-химические исследовани (дифференциально-термический анализ рентгенофазовый анализ электронна микроскопи ) образцов
Приготовление тампонажного раствора осуществл ют затворением в жущего водным раствором аминофола Из полученное раствора в соответствии с ГОСТ готов т об- разцы-балочки 2x2x10 см Образцы твердели в агрессивной среде - 5% ном растворе MgSOn МдС1г - 9 1 в течение одного года Образцы испытывают в соответствии с ГОСТ на прочность через 2 30 90 180 270 360 сут твердени О сохранении антикоррозионных свойств судили по величине прочности тампонажного камн
Сравнительна характеристика тамло нажиых составов приведена в таблице
Пример 1 (опыт5) Готов ттампонаж- ный раствор дл испытани при 100°С содержащий компоненты мае %
Портландцемент66 440
Амифол0 300
Вода33 260
Из полученного раствора в соответствии с ГОСТ готов т призмы 2x2x10 см Призмы твердеют в автоклавных услови х (Т 100°С, МПа) среда твердени 5%- ный раствор MgS04 MgCl2 9 1 в течение 2 30,60,180,270 360 сут затем их испытывают на изгиб
Пример 2 (опыт 11) Готов т тампо нэжный раствор дл испытаний при 160°С содержащий компоненты, мае % ШПЦС71 17
Амифол0 30
Вода28 53
Тампонажный состав испытывают аналогично примеру 1 при автоклавных услови х{Т 1бО°С Р 50МПа)
Пример 3 (опыт 17) Готов т тампо нажный раствор дл испытаний при 250°С содержащий компоненты мае %
ШПЦС71 07
Амифол0 50
Вода28 43
Материал испытывали аналогично при меру 2 при автоклавных услови х (Т 250°С МПа)
Результаты по примерам 1-3 приведе
ны в таблице
Как видно из таблицы, добавки амифола позвол ют получить тампонажный кзмень высокой прочности ie только в ранние сро ки твердени (2-е сут) но и обеспечить со хранение высоких значений прочности при длительном (до 360 сут) хранении цементного камн в услови х высоких температур давлений агрессивной среды При добавках амифола менее 0 02 мае % наблюдаетс снижение прочности цементного камн к 360 суткам хранени до значений недопустимых по ГОСТ
При добавках амифола более 0 5 мае % также наблюдаетс снижение прочности Прочность цементного камн с добавками амифола более 05 мае % практически не отличаетс от прототипа При добавках ами фола 0 02-0 50 мае % прочность цементно- го камн через 360 сут твердени в 2-3 раза выше чем прочность цементного камн по прототипу
Claims (1)
- Формула изобретени Тампонажный состав дл креплени высокотемпературных скважин включающий в жущее, добавку и воду, отличающий- с тем что, с целью сохранени прочностных , антикоррозионных свойств тампо- нажного камн при длительном хранении в услови х высоких температур давлений, агрессивной среды в качестве добавки он содержит амифол - нейтрализованный аммиаком побочный продукт производства нитрилотриметилфосфоновой кислоты при следующем соотношении компонентов мае %.В жущее66 35-71 41Амифол - нейтра лизованный аммиаком побочный продукт производства нитрилотриметилфосфоновой кислоты0 02-0 50ВодаОстальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904844360A SU1751296A1 (ru) | 1990-06-25 | 1990-06-25 | Тампонажный состав дл креплени высокотемпературных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904844360A SU1751296A1 (ru) | 1990-06-25 | 1990-06-25 | Тампонажный состав дл креплени высокотемпературных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1751296A1 true SU1751296A1 (ru) | 1992-07-30 |
Family
ID=21523769
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU904844360A SU1751296A1 (ru) | 1990-06-25 | 1990-06-25 | Тампонажный состав дл креплени высокотемпературных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1751296A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2132447C1 (ru) * | 1997-08-11 | 1999-06-27 | Открытое акционерное общество "Роснефть" Краснодарнефтегаз | Тампонажный состав |
| RU2179231C2 (ru) * | 2000-04-18 | 2002-02-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | Комплексный реагент для тампонажных растворов |
| RU2198999C2 (ru) * | 2000-08-04 | 2003-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Тампонажный материал для высокотемпературных скважин |
-
1990
- 1990-06-25 SU SU904844360A patent/SU1751296A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР isfe 1122812, кл. Е21 В 33/138. 1983 Авторское свидетельство СССР № 825861,кл Е21 В 33/138. 1980 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2132447C1 (ru) * | 1997-08-11 | 1999-06-27 | Открытое акционерное общество "Роснефть" Краснодарнефтегаз | Тампонажный состав |
| RU2179231C2 (ru) * | 2000-04-18 | 2002-02-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | Комплексный реагент для тампонажных растворов |
| RU2198999C2 (ru) * | 2000-08-04 | 2003-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Тампонажный материал для высокотемпературных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5871577A (en) | Methods of retarding cementitious compositions | |
| US4676832A (en) | Set delayed cement compositions and methods of using the same | |
| US5355955A (en) | Cement set retarding additives, compositions and methods | |
| US5340860A (en) | Low fluid loss cement compositions, fluid loss reducing additives and methods | |
| EP1213270B1 (en) | Well cement fluid loss control additive | |
| EP1319798B1 (en) | Sealing subterranean zones | |
| US6457523B1 (en) | Delayed thixotropic cement compositions and methods | |
| KR0133274B1 (ko) | 클리콜을 혼입한 수경시멘트 경화촉진제 | |
| US6089318A (en) | Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing | |
| CA2103934A1 (en) | Set retarding additives, cement compositions and methods | |
| US4681634A (en) | Composition cimentaire hydraulique a prise retardee pour cimentation a hautes temperature et pression | |
| US20100144970A9 (en) | Method of use of a polyvinyl alcohol-based composition | |
| EP0177308A2 (en) | Well cementing methods and compositions | |
| SU1620610A1 (ru) | Полимерный тампонажный состав дл изол ции зон поглощени | |
| SU1751296A1 (ru) | Тампонажный состав дл креплени высокотемпературных скважин | |
| US6085840A (en) | Method for control of liquid loss and gas migration in well cementing | |
| RU2013525C1 (ru) | Тампонажный состав | |
| EP1886980A1 (en) | Cement retarders | |
| US5127955A (en) | Chloride-free set accelerated cement compositions and methods | |
| JPS61141649A (ja) | セメント組成物 | |
| CA2523086C (en) | Biodegradable cement retarder compositions and methods of cementing in a subterranean formation | |
| CA1317452C (en) | Fluid loss additives for well cementing compositions | |
| JP2023532986A (ja) | 多機能セメント添加剤及びその使用方法 | |
| SU1465544A1 (ru) | Облегченный тампонажный раствор | |
| SU1654538A1 (ru) | Тампонажный состав |