Тампонажный цемент

 

ТАМПОНАЖНЫЙ ЦЕМЕНТ на основе продуктов переработки нефелинового I ... сырья и кремнеземсодержащего компонента , отличающийся тем, что, с целью создания прочного и коррозионно-стойкого цементного камня в интервале температур 50-250°С, он содержит в качестве продуктов переработки нефелинового сырья нефелиновый спек и в качестве кремнеземсодержащего компонента - хвосты обогащения медно-молибденовых руд при следующем соотношении .компонентов, мае. Z: Нефелиновый спек 50-80 Хвосты обогащения медно-молибденовых руд 20-50 (О

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

CNNV

РЕСПУБЛИК (19} (11} (51} E 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР /

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕН 0

К ABTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3516098/22-03 (22) 03. 09. 82 (46) 23.06.84 Бюл. У 23 (72) Л.С.Запорожец, Н.С.Никонова и Н.Х.Каримов (71) Актюбинское отделение Казахского научно-исследовательского геолого. разведочного нефтяного института (53) 622.245.42(088.8) (56) 1. Кравченко И.В. Глиноземистый цемент. M., Госстройиздат, 1961.

2. Боженов П.И. и Кавалерова В.И.

Нефелиновые шламы. M. Ë., Стройиздат, 1966, с. 212-218 (прототип) . (54) (57) ТАИПОНАЖНЬЙ ЦЕМЕНТ на основе продуктов переработки нефелинового сырья и кремнеземсодержащего компонента, отличающийся тем, что, с целью создания прочного и коррозионно-стойкого цементного камня в интервале температур 50-250 С, он о содержит в качестве продуктов переработки нефелинового сырья нефелиновый спек и в качестве кремнеземсодержащего компонента — хвосты обогащения медно-молибденовых руд при следующем соотношении, компонентов, мас. Х:

Нефелиновый спек 50-80

Хвосты обогащения медно-молибденовых руд 20-50

1099052

Изобретение относится к глубокому бурению, а именно к вяжущим составам для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин в условиях агрессивных воздействий солей, пластовых вод, сероводорода и т,д.

Известен глиноземистый цемент, относительно стойкий к воздействию сероводорода, солей магния, коррозии выщелачивания .

Продукты твердения глиноэемистого цемента содержат гиббсити ниэкоосйовные гидроалюминаты кальция И .

Наличие гиббсита в составе продуктов твердения глиноземистого цемента способствует образованию плотной структуры твердения цементного камня и стойкости в агрессивных средах.

Низкоосновные гидроалюминаты кальо ция при температуре более 30 С переходят в кубический шестиводный трехкальциевый алюминат кальция. Этот пе реход сопровождается значительным увеличением объема и пористости цементного камня> что приводит к его разрушению.

Таким образом, применение глиноземистого цемента ограничено температурой 30 С, а, кроме того,. короткие сроки схватывания затрудняют.его прокачивание в глубокие скважины.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является там.-, понажный цемент на основе нефелинового шлама и молотого песка с оптимальным составом (мас.%) 50:50 jZ) .

Нефелиновый шлам на 807 состоит иэ двухкальциевого силиката, твердеющего при температурах выше ZOO"С с образованием высокоосновного гидросМликата кальция, который кристаллиэуется в виде крупных кристаллов, что приводи. к снижению прочности и повышению пористости цементного камня. Поэтому цементный камень на основе высокоосновного двухкальциевого силиката не стоек к коррозии выщелачивания, магнезиальной, сероводородной и другим видам агрессии.

Введение в тампонажный цемент молотого песка способствует переводу высокоосновных гидросиликатов кальция в низкоосновные. Этот переход происходит только при температуре выше 225 С.

Таким образом, этот тампонажный цемент имеет ограниченное температурой 200 С применение. При более ниэо

Для используемого в, качестве гродукта переработки нефелинового сырьянефелинового спека соотношение основных минералообразующих оксидов, а именно СаО: А1 О>. Si0< равно 3:1:1,5 при некотором избытке СаО. Такое соотношение оксидов при наличии щелочного активатора (Ma> 0=9,447.) способствует при твердении в гидротермальных условиях образованию гидрогранатов кальция состава 3СаО А1рОЗ«

«(1 — 1,5) .« О w(3-4) Н О.

Избыточное количество оксида кальция, вступая в реакцию с кремнеземсодержащим компонентом, образует низ-коосновные гидросиликаты кальция TR па СЯН(В).

Таким образом, продукты твердения тампонажного материала, состоящего иэ нефелинового спека (50-807) и кремнеземсодержащего компонента (205

1$

30 4 ких температурах песок инертен и в реакцию гидратации вступает только

Р-двухкальциевый силикат из нефелинового шлама, который образует ниэкопрочный и коррозионно-нестойкий гидросиликат кальция.

Цель изобретения — создание прочного и корроэионно-стойкого цементного камня в интервале температур

50-250 С.

Поставленная цель достигается тем, что тампонажный цемент на основе продуктов переработки нефелинового

4 сырья и кремнеземсодержащего компонента содержит в качестве продуктов переработки нефелинового сырья нефелиновый спек, а в качестве кремнеземсодержащего компонента — хвосты обогащения медно-молибденовых руд при следующем соотношении компонентов, мас.7:

Нефелиновый спек 50-80

Хвосты обогащения мед- . но-молибденовых руд 20-50

Нефелиновый спек::.меет состав, мас.7: Si02 24-35; ÑàO 36-46; Ai 09

13-16; Na20 4-6; Н20 3-4; Рeg030 92,1; РеО 0,7-0,8; Т10 0„3-0,4;

И80 0,8-1,3, S03 0,2-0,3, NDO 0,08Хвосты обогащения медно-молибденовых руд Имеют следующий химический состав, мас. : CaO+Ng0 0,85-5,5;

А1 О 10-12, 72; S iOp 78, 96-80;

Уе 0,86-2,95; Я „ 0,32-1,32, :Ио „„

44

0,06-0,013; Ип 0,0016-0,025 °

1099052

5ОЖ представлены в основном гидрогранатами кальция при некотором коли" честве низкоосновных гидроснликатов кальция. Обе фазы — гидрогранаты кальция и низкоосновные силикаты 5 кальция отличаются высокой стабильностью. Такое сочетание фаз в цемент. ном камне способствует повышению

его корроэионной стойкости.

Кроме того, нитевидные кристаллы 10 низкоосновного гидросиликата кальция армируют цементный каиень на основе гидрогранатов кальция, повышая его прочность и плотность. Сама по себе гидрогранатная фаза является !5 химически инертным соединением, стойким в ряде агрессивных сред, в том числе в сероводороде.

Конкретные составы тампонажного цемента приведены в табл. 1. 10

В табл. 2 даны технологические свойства предлагаемого тампонажного цемента.

Как видно из табл. 2, предлагаемый тампонажный цемент имеет достаточно высокую прочность, начиная с а температуры 50 С. С ростом температуры прочность цементного камня значительно увеличивается и повышение температуры твердения до 250 С не снижа-30 о

1 ет прочности цементного камня. Это можно объяснить тем, что с повышением температуры, выход гидрогранатов растет и достигает 85Е при 250 С.

Вторая составляющая цементного камня

СВН(В) переходит в А(-замещенный тоберморит, что также способствует рос. ту прочности цементного камня.

При содержании в тампонажном цементе нефелинового спека в количест- 40 ве более 80 и менее 50, а хвостов обогащения медно-молибденовых руд более 50 и менее 20 прочность цементного камня снижается, так как состав и соотношение фаз в цементном камне изменяется таким образом, что количество гидрогранатной фазы падает, уменьшая прочность цементного камня °

Приготовление тампонажного раствора на основе предлагаемого цемента 0 осуществляют следующим образом.

Берут 600 r нефелинового спека и

400 г хвостов обогащения медно-молибденовых руд, тщательно перемешивают, а затем затворяют 400 r воды. После этого готовят образцы-балочки и определяют технологические свойства раствора.

Та блица 1

Компоненты Состав,мас.Е

Нефелиновый спек

Кремнеземсодержащий компонент

Хвосты обо50 80 70 60 гащения медно-молибдено50 20 30 40 вых руд

В промышленных условиях тампонажный цемент готовят следующим образом.

Сырьевые материалы — нефелиновый спек и хвосты обогащения медно-молибденовых руд — ленточным транспортером подают в загрузочные бункеры, откуда автоматически доэируются на транспортер непрерывно работающими дозаторами. Соотношение компонентов

\ регулируют с помощью компьютера. Далее смесь нефелинового спека и хвостов обогащения медно-молибденовых руд в заданном соотношении, например

607 нефелинового спека и 407. хвостов обогащения, поступает в деэинтегратор, где смесь подвергают тонкому измельчению при скорости соударения частиц 160 м/с. В дезинтеграторе производится одновременное измельчение, смешение компонентов и механохимическая активация их вяжущих свойств. Полученную сухую смесь эатаривают в контейнеры типа КЦМ-5 и доставляют на буровую. Ка буровой тампонажный цемент затворяют водой по известной технологии.

Данные по корроэионной стойкости цементного камня на основе предлагаемого тампонажного цемента приведены в табл. 3 и 4. Дана прочность цементного камня, твердевшего в дистилированной воде и в агрессивных средах — 57.-ном растворе МдС1, 10/-ном растворе Na<804 и насыщенной сероводородной воде при температурах 50, 100, 160, 250 С и давлении 500 атм.

Из табл. 3 и 4 видно, что прочность образцов, твердевших в агрессивных средах, находится на уровне прочности образцов, твердевших в дистиллированной воде.

Из приведенных данных следует, что предлагаемый тампонажный цемент является прочным и коррозионно-стойким в широком интервале температур

50-250 С.

1099052.

Т а б л и ц а 2 в/ц

Состав, мас.X

Прочность цементного камня при С, кгс/см

РастеПлоткаемость, ность см г/см

Нефелиновый спек

Хвосты обогащения медномолиб50

Изгиб Сжатие Изгиб

Сжатие деновых

Руд

20

0,4 83

20 5 1,98 25

38

30

0,4

41

60

0,4

19, 5

44

50

0,4

19 5

37

0,4

20,5

60

45

0,4

19 1 90 11

19

Пррдолжение табл 2 "

160

250

730

100

Из

Изгиб ие тие

147

288

107

301

149

109

301

307

303

154

112

311

142

267

305

136

173

60

110

237

215

1,93 29

1,90 32

1,90 28

1,98 17

Прочность цементного камня при С, кгс/см

1115 320

118 331

120 335

101 300

82 261

79 241

1099052

Таблица 3 ф 2

Прочность при иэгибе, при температуре С, кгс/см

Состав цемента, Ж

Хвосты обога57.-ный раствор Mg01

Нефелиновый

Н О дистил. щения спек

100 160 250

99

27 51

40

60

30

80

20

Продолжение табл. 3 о 2

Прочность при иэгибе, при температуре С, кгс/см

Ф

10Х-ный раствор Na $0

H2S насыщ.

100

160

250

100

160

250

50

27

97

102

105

64

113

119

6l

114

102

105

116

112

59

101

106

109

56 99 103

70 115 121

68 111 118

63 108 117

50 100 160 250, 39 68 110 118

31 67 106 119

24 60 105. 117

1099052

10.

Таблица 4

Ф 2

Прочность при сжатии, при температуре С, кгс/см

Состав цемента, Х

57-ный раствор MgC1

Н О дистил.

100 i 160 250

50 100

160 250

57

140 298 295 51 137 282 275

40

340 59 150

299 316

151 304

147 301 337 42 143 294 318

49

45

20

285 309

Продолжение табл.. 4 о

Прочность при сжатии, при температуре С, кгс/см

160 250

250

160

100

309 301

140

60

142

155

338.

160

141

313 ° 342

290 307

143

318

287

151

Составитель Й .Тангалычев

Редактор Г.Волкова Техред Т.Маточка

Корректор М.Шароши

Заказ 4334/26 Тираж 564

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Подписное

Филиал ППП "Патент", r.Óæãîpîä, ул.Проектная, 4

Нефелиновый спек

Хвосты обогащения

142 280 305 40 140

307 273

304 308

288 304

Тампонажный цемент Тампонажный цемент Тампонажный цемент Тампонажный цемент Тампонажный цемент Тампонажный цемент 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области получения цементных тампонажных растворов и может быть использовано при цементировании низкотемпературных нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента

Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагревательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к составам для блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин
Наверх