Тампонажный раствор

 

ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР, включающий каустический доломит, раствор хлористого магния и минеральную добавку, отличающийся тем, что, с целью повышения корроГзионной стойкости цементного камня в интервале температур 20-1400С, он содержит в качестве минеральной добавки горелую породу терриконов угольных шахт или золоуноса твердых топлив,-дополнительно содержит жидкое стекло при следующем соотношении компонентов, мае.%: Горелая порода терриконов угольных шахт или золоунос твердых топлив15-25 Жидкое стекло 0,5-2,0 Вода 11,1-18,5 i Хлористый магний 3,9-6,5 Каустическ 1й доло (Л мит Остальное

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

„„SU„„11 1542 А

3(5П E 21 В 33/138

+P! 1 !:) ..:

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

М ABTOPCHOINY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Остальное @СУДАРСТ ЕНН и HOuVTET СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3490885/22-03 (22) 10.09.82 (46 ) 07.07.84. Бюл.9 25 (72) И.Г.Верещака, Е.В.Бабушкина, 9.A.Балицкая, A.C.Серяков, О.Н.Вербицкий и B.È.Òèìîøåíêî (71) Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геолого-разведочного института (53) 622.245.42(088.8) (56) 1. Патент США Р 3920466, кл. 106 117, 1976.

2. Авторское свидетельство СССР

Р 605936, кл. Е 21 В 33/138, 1975 (прототип). (54)(57) ТАМПОНАЖНЫЯ РАСТВОР, включающий каустический доломит, раст вор хлористого магния и минеральную добавку, отличающийся . тем, что, с целью повышения корро зионной стойкости цементного камня в интервале температур 20-1400С он содержит в качестве минеральной добавки горелую породу терриконов угольных шахт или золоуноса твердых топлив,.дополнительно содержит жидкое стекло при следующем соотношении компонентов, мас.Ъ:

Горелая порода терриконов угольных шахт или золоунос твердых топлив 15-25

Жидкое стекло 0 5-2,0

Вода 11,1-18,5

Хлористый магний 3,9-6,5

Каустический доломит

1101542

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к тампонажныи растворам для цементирования обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.

Известны тампонажные растворы, 5 . состоящие из доменного шлака и окиси магния высокой чистоты(1), каустического магнезита, раствора соли элекгролита и суперфосфата (.2)

Недостатками укаэанных тампонажных растворов являются или дефицитность компонентов (например, окиси магния высокой чистоты ), или ухудшения технологических показателей тампонажного раствора и камня иэ магнезиального вяжущего при введении добавок, а также высокая стоимость компонентов.

Наиболее близкии к изобретению является тампонажный раствор на основе магнеэиального вяжущего, состо- 2О ящий из каустического магнезита (33,3-66,6 мас.Ъ), хлористого магния (10,0-20,0 мас.Ъ), минеральной добавки в виде суперфосфата(1,7-9,9 мас.Ъ) и воды (остальное) 23. 25

Недостатком указанного тампонажного раствора является, то что вве,дение суперфосфата значительно сйи жает водосолестойкостф камня, повышает его проницаемость в гидро- 30 баротермальных условиях. Кроме того, раствор очень быстро загустевает,что не позволяет доставить его в заданный интервал скважины.

В то же время увеличение объемов бурения И наличие большого количества нефтегазовых площадей с хемоген ными отложениями требуют применения солестойких тампонажных материалов.

Цель изобретения — повышение корроэионной стойкости цементного 4О камня в интервале температур 20140 С.

Поставленная цель достигается тем, что тампонажный раствор, включающий каустический доломит, раствор 4$ хлористого магния и минеральную добавку, содержит в качестве минеральной добавки горелую породу терриконов угольных шахт или золоуноса твердых топлив и дополнитель- у но содержит жидкое стекло при следующем соотношении компонентов, мас.В:

Горелая порода терриконов угольных шахт

55 или золоунос твердых топлив 15-25

Жидкое стекло 0,5-2,0

Вода 11,1-18, 5

Хлористый магний 3,9-6,5

Каустический 60 доломит Остальное

Выбор добавок объясняется тем, что при введении в магнеэиальное вяжущее алюмоснликатного компонента в виде горелой породы или эолы и Я в качестье акгивизатора — жидкого стекла при гидротермальной обработке создаются условия для образова-. ния кальциевых и магниевых гидрогранатов, которые обеспечивают высокую прочность и повышают коррозионную стойкость.

Горелая порода является продуктом самообжига горных пород иэ угольных шахт. Основными активными составляющими ее является дегидратированное глинистое вещество типа метакаолинита, аморфные зо и щ О коллоидное железо и деструктированный кварц.

Эолоунос является многотоннажныи и недефицитным отходом от сжигания углей, отбирается с фильтров и не требует дополнительной сушки и помола. В естественном состоянии это мелкодисперсный порошок с удельной поверхностью .5200 см /r, плотностью 2000 кг/м5, объемной плотностью 700-800 кг/мэ. Химический состав золы.Ъ: Sie 52-,54;АР О 15-24;

Ре 0 17-22; СаО 2,2-6,0. Жидкое стекло (силикат натрия), общая химическая формула соединения Й о и 5 0 где Р ч — l4@z6; п число молекул кремнезема;

Используют силикат натрия, водный раствор которого представляет собой вязкую жидкость светло-желтого цвета, плотность жидкого стекла

11450 кг/смз (ГОСТ 13078-81).

Таипонажный раствор готовят сле. дующим образом.

Доломит дробят до размера куска, равного 15-20 см, и обжигают при

700 С в течение 2,5 ч. Затем его измельчают до остатка на сите

4900 отв/см не более 25%. Измельченный каустический доломит смешивают с тонкодисперсной минеральной добавкой, добавляют жидкое стекло и полученную смесь затворяют раствором хлористого магния плотностью

1200 кг/м5 иэ расчета 50-70 мл (В/11=0,5 и 0,7) 100 r смеси ° Готовят, также известный тампонажный раствор (2).

Пробы перемешивают в течение

5 мин, затем разделяют на две части.

Одну часть берут для испытания технологических параметров дисперсии (подвижности, водоотдачи, седиментационной устойчивости, прокачиваемости ), а другую помещают в автоклавы для замера физико-механических показателей камня.

Пример 1. Берут 45 r золы, 208,5 r каустического доломита, 1,5 г жидкого стекла, 11,7 г хлорида . магния. Смесь тщательно перемешивают и затворяют 33,9 мл воды.

Пример 2. Берут 75 г эолы, 144 r каустического доломита,,6 r жидкого стекла, 19,5 г хлорида маг-

1101542

Предлагаемый тампонажный раствор имеет низкое водоотделение, регулируемые сроки загустевания, высокую прочность (25-30 МПа), практически нулевую проницаемость, высокую корро5 зионную стойкость.

Внедрение предлагаемого раствора в производство позволит повысить качество цементирования обсадных

10 колонн и получить большой зкономи eñкий эффект.

Т а б л и ц а 1

Содержание компонентов, мас.Ъ

Состав

Вода СУперфосфат

Хлорид магния

Жидкое стекло

69,5

3,9

0,5

48,0 2,0

18,5

6,5

5,2

52,7 1,25

14,8

15 .

3,9

69,5 . 0,5.4

25.

18,5

6, 5.

2,0

48,0

14,8

5,2

1,25

53,7

10,0

1,7

33,3

9,9

20,0

66,6

° .

Таблица 2

Параметры раствора

То,С

Плотйость Водоотда-. Прокачиваекг/см ча,% мость ч мин

1815

20

1815

20

1815

140 .

20

1815

1815

3-50

2-00

181.5

140

20

5-30

3-20

1815

20

1815

60 О. ния. Смесь тщательно перемешивают и затворяют 55,5 мл воды.

Пример 3.;Берут 60 г золы, 161 г каустического доломита, 3,75 г жидкого стекла 15,6 г хлорида магния. Смесь тщательно перемешивают и затворяют 44,4 мл воды.

В табл. 1 приведены составы исследованных тампонажных растворов.

В табл. 2 и 3 приведены основные физико-,механические и технологические свойства исследованных составов.

Зола Горелая Каустипорода ческий доломит .

Состав Условия испытаний

Р,МПа Подвижность, см

7-15

5-30

2-10

6-10

1101542

Продолжение табл. 2

Параметры раствора

Состав

Условия испытаний

Прокачиваемость,ч-мин

Водоотдача,Ъ

Плот ность

xr/см»

Подвижность, см

40.

140

1800

20

1800

6, 60

1800

140

1800

20

1800

60

1800

140

1800

20

140

1800

22

17

1-,40

1830

17

1830

20

1830

140

1910

20

1910

60

12

1910

140

Продолжение табл. 2

Параметры камня

Прочность при .сжатии,МПа, через время, сут

IL

28 90

30

35

0»0

0,0

0,0

0,0

0,1

38

0,,1

0,1 0,1

0,0

45 54

0,0

О-, 0

0,0

18

21

0,1

0,1

0,1

0,1

0,05

23

35

0,05

0.,05

0,05

56

0,0

0,0

0,0

0,0

0,1

20

0,1

0,1

0,1

-I

2-15

7-30

6- О О

2 — 50

6-10

4-25

2-50

6-00

2-40

1-05

0-30

0-30

0-30

0-30

Газопроницаемость,МД,через время, сут

1101542

Параметры камня

Газопроницаемость, ИД,через время, сут

7 28 90

90

22

0,05

0,05

0,05

24

0,05

0,0

35.

40

0,0

0,0

0,0

32

34

0,00

0,00

0,00

0,00

40

:50

0,00

0,00

0,00 45

0,00

52

0,00

20.0,00

20

0,00

0,00

0,00

34

39

0,00

0,00

0,00

47

0,00

50

0,00

0,00

0,00

25.

0,00

0,00

0,00

35

40

0,00

0,00

25

25

19

18

20

21

36

83

83

25

18

24

39

20

13

65

78

91

О

96 а 3

Таблиц

Среда хранения

Состав

Условия испытаний

Насьпценный раствор И С

Водопроводная вода.,NIIa,÷åðåç время

ИЗГ сут

Т, С

4„. ..ХПа, через время,cyт

Р,ИПа

90 180

360

360

180

2,5

4,1

2,0 2,5

2,5 2,4

3,8

3,9

4,7.

2,2

4,8

5,00

2,2 2,1

6,7

2,2

6,3

6,5

3,5

3,8

2,0 . 2,3

2,5 2,3

2,3

3,7

4,20

2,3

3,7

3,9

Прочность при сжатии, МПа через время, сут

0,00

0,00

0,00

0,00

Продолжение табл. 2

0,00, 0,00

0,00

1101542

Среда хранения

Состав

Водопроводная вода

Насыщенный раствор М С1

Условия испытаний

4„. .. МПа, через время, сут

Т, С P,MIIa 6„,, ИПа,через время сут

2 1 2,7

2,7

3,5

3,3

3,2

5,6

4,7

2,4

2,7

3,9

3,4

3,7

4,8

6,3

5,0

2,9

3,1

6,9

5,7

6,2

3,8

3,6

3,7

4,1

3,7

4,7

5,9

3,5

5,2

3,7 3,8

6,0

70 .30

6,9

3,9

3,9.

3,9 5,8

7,2

6,4

3,9

4,3

3,8 4,5

4,9

3,8

3,6

3,9 3 9 . 4,8

3,9 5,6

3.,8

5,9

4,9

6,8

6,2

3,9. 3,9

3,9 3,9

3,2 3,5

6,00

5,8

3,9 5,6

6,2

5,7

3,5

6,0

6,1.

3,5

6,9

6,7

3,5

3,5

Продолжение табл.

Среда хранения

Коэффициент стойкости через время, сут азиз,МНа, через время,сут-. Коэффициент стойкости через время, сут

90 180

360

90 180

360

2,7 2,9

2,6

1, 30 1,06

1,56

3,9

3,9

1,62

1,77

1,72 1, 80

3,8

3,8

3,8

3,6

1,72

3,6

3,4

1,70 1,56

1,56

1,48

3,8

1,65

3,8

3,7

1;65

1,44

2,04

1,80 1,44

3,8

3,9

3,9 jf, 8, 4;3

4,9

1,59

1,65

20 5

70 30

70 30

70 30

70 30

70 30

140 50

140 50

140 50

140 50

140 50

140 50

1 1, 80 1,56 1,57

2 1,88 1,84 2,27

3 2,42 3,09 2,39

4 1,75 1,32 1, 32

5 1,48 1,69 1,75

6 1,52 1,22 1,20

1 1,44 ",62 1,64

90 180 360

90 18Î 360

Продолжение. табл. 3

90 180 360

1101542

Продолжение табл. 3: мюемаеФЮМе

Щ фВ Ю 4Ф 4

Среда хранения

Ф ° Ф ° «Ь ь е .,МПа через время, сут

««ю юмам Ь

90 180

180 360

360

180

360

ММЮ

: 1,37

4,5

5 1

4,7

1,38

5,9

4,8

1,33

1,55

6,3 6,7

5,8

1,65

1,72 .1; 71

1,55

5 1 40 1 57 1 76

5,9

6,7

6,2

1,63

6,8

1,74

6 1,48 1,64 1,84

5,86,5

1 1,19. 1,18 1,28

4,5

4,7

4,8.

1,26

5,4.

2 1,26 1,25 1,51

4,8

$,38

1,-23

5,3 6,1

3 1,43 1,58 1 74

4,8

1 35 - 1 56

5,9

6,7

4 1,43. 1,48 1,53

5,6

1,71

6,9

5 178 171

5,8 6,1

1,97

6 1,74 1,91

5,4

5,8

1,85

Составитель Е. Тангалычев

Редактор И.Николайчук ТехредС. Мигунова Корректор А.ФерЕнц

Заказ .4735/19 Тираж 565 Подписное

BHHHGH Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

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

Коэффициент стойкости через время, сут

3183172181

4 .1,17. 1,27 1,51

1,77

1,97

Еоэффициегь стойкости через время, сут

1,55

1,48

1,48 1,66

1,25 1,23

1,23 1,38

1,43 1,51

1,65 1,74

1,54 1,65

Тампонажный раствор Тампонажный раствор Тампонажный раствор Тампонажный раствор Тампонажный раствор Тампонажный раствор Тампонажный раствор 

 

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