Тампонажная термостойкая смесь

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

И ВЮ Ъ"

РЕСПУБЛИК

yg 4 Е 21 В 33/l 8

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ABTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ цемент

ШПЦС-120

Тампонажный портландцемент для

"горячих" скважин

Хлористый кальций

77-83

15-20

2-3

Р

° Ю

° °

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЗ (21) 3757322/22-03 (22) 14.05.84 (46) 23.03.86. Бюл. № 11 (71) Ордена Трудового Красного Знамени азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промьппленности (72) А.А. Петросян (53) 622.243.42(088.8) (56) Патент США 3774108, кл. Е 21 .В 33/14 !973.

Авторское свидетельство СССР № 891891, кл. Е 21 В 33/138, 1981.

Авторское свидетельство СССР № 981585, кл. E 21 В 33/138, 1982, (54) (57) ТАМПОНАЖНАЯ ТЕРМОСТОЙКАЯ

СМЕСЬ, содержащая шлакопесчаный цемент ШПЦС-120 и тампонажный портландцемеит для"горячих" скважин, отличающаяся тем, что, с

ÄÄSUÄÄ 1219785 A целью повышения термостойкости при одновременном повышении прочности и снижении проницаемости тампонажо ного камня, твердеющего при 20-50 С, с последующим гидротермальным прогревом до 300 С и термообработкой в воздушной среде до 700 С, она дополнительно содержит хлористый кальций при следующем соотношении компонентов, мас.7.:

Шпакопесчаный

12!9785 2

1О!

Зо

S0

Изобретение относится к технологии крепления нефтяных скважин, а именно к тампонажным материалам для цементирования обсадных колонн в скважинах, в которых осуществляется термическое воздействие на продуктивные пласты с целью повышения нефтеизвлечения, Пель изобретения — поньппение термостойкости при одновременном повышении прочности и снижении проницаемости тампонажного камня твердеющего при 20-50 С и последующим гидрою термальным прогревом до 300 С и термообработкой в воздушной среде до

700 С.

Для получения предлагаемого состава были приготовлены и испытаны растворы из смеси приведенных вьппе компонентов, результаты которых приведены н табл.l. Для сравнения в этой же таблице приведены показатели раст. нора и камня из цементов ШПЦС-120 и тампонажного портландцемента для горячих" скважин, Как видно иэ табл,1, раствор из шлакопесчаного цемента ШППС-120 не пригоден для цементиронания скважин, в которых предусматривается термовоздействие на пласты, н связи со значительным временем начала его о схватывания при 30 С, Увеличение количества тампонажного цемента, нводнмого в смесь, нецелесообразно, так как это незначительно повьппает технологические и физико- механические показатели, Добавка 2-3Х СаС! от сухой массы смеси значительно повышает раннюю прочность камня, улучшает его деформационные свойства после термообработки, а также, как известно, ускоряет начала схватывания раствора из смеси. Увеличение добавки СаС1 до 57, не дает значительного эффекта, Исходя из технологических показателей испытанных тампанажных растворов и стабильного роста прочности цементного камня для последующих испытаний взяты рецептуры 12 и 14, Камень из этих рецептур подвергался термаобработке по разработанной методике.

Методика формирования и термообработки образцон цементного камня из предлагаемой смеси исходила иэ максимального приближения к условиям рабаты цементного кольца в скважине 1 Изготавливались образцы-цилиндры, каторые формировали н антоклаве при 30, 40 и 50 С, Давление но всех случаях поддерживалось 10-15 МПа. По истечении 2, 7 и 30 сут часть образцов испытывали для определения механической прочности и проницаемости до термообработки ° Полонину оставшихся образцов вновь, помешали в автоклав, другую половину н сушильный шкаф.

Температуру и автоклаве повышали от исходных 30, 40 и 50 до 300 С в тече" ние 24 ч и выдерживали образцы в течение 2 сут. Затем снижали температуру до исходной 30, 40 и 50 С соответственно. Этот период составлял цикл термообработки. В сушильном шкафу одну серию образцов термообрабатывали при 300, другую при 700 С ° Образцы цементного камня подвергали различным количествам циклов термообработки " ат одного да восьми, Серию образцов поднергали термическому воздействию н течение 30 сут.

Установлено, что наиболее важным является первый цикл термообработки.

Дальнейшеекаличество циклов обработки на механические показатели практически. не влияет. Прочность образцов, подвергнутых термическому воздействию с циклавой обработкой и без нее, практически одинакова, Часть снятых из сушильного шкафа после термообработки образцов цементного камня из предлагаемой рецептуры смеси опускали в воду, Камни при этом сохранили целостность. После месячного ныдерживания н воде при с

20 С прочность этих образцов на сжатие составила 25,5 МПа.

Результаты опытов по определению прочностных характеристик после термаабработки представлены в табл,2, При этом испытанию подвергали кроме рецептур 12 и 14 и образцы камня иэ рецептур 3, 6 и 11, а также из термостоикого тампонажного цемента

ТТЦ-700. В табл.2 приведены и данные известной смеси, испытанные в пределах соотношения компонентов.

Как нидна иэ приведенных в табл,l и 2 данных, растворы и камень из предлагаемой смеси IIo своим показателям отвечают требованиям креаления скважин, в которых осуществляется термоваэдейстние на пласт, превосходят показатели иэнестных термостойких цементов.,1219785

Испытания по определению деформаций камня иэ предлагаемой смеси показали, что под действием нагрузки, .равной 0,7 от разрушающей при одно осном сжатии,они в течение рассмот- 5 ренных 214 сут работали практически в упругой области. После снятия нагрузки зафиксированная деформация восстановилась не полностью, однако величина остаточной деформации была незначительной. Определение проницаемости камня (по газу-воздуху) из предлагаемой смеси до и после термовоздействия показало, что во втором случае она снижается на порядок и колеблется в пределах,0 10,0,18 10 мд(мкмжд)

Термостойкость камня предлагаемого состава обосновывается следующим.

В процессе автоклавирования с увели- 20 чением температуры происходит гидратация портландцемента с образованием BhIcoKoocHQBHbIx гидросиликатов кальция: С $Н(С), С SH . В связи с высокой степенью кристалпичности новообразований и низкой прочностью отдельных фаэ прочность камня должна снижаться. Однако в результате одновременной гидратации шлакопесчаного цемента с ростом температуры 30 образуются низкоосновные высокопрочныв продукты — тоберморит при 200- С и тоберморит, гиролит, монтморило лонит при 300 С. В результате превалирования минералов гидратации низкоосновных гидросиликатов С$Н(В) и тоберморита, обеспечивается высокая прочность и плотность структуры камня заявляемой смеси. Добавкой

СаС! обеспечивается ранняя прочность камня, а впоследствии присутствие хлора ускоряет реакции минералообраэования, в результате чего не происходит снижения прочности.

Важным условием применения является то, что компоненты предлагаемой смеси выпускаются отечественной промьппленностью и это будет способствовать ее широкому внедрению при креплении скважин, в которых производится термовоздействие на пласт. Положительным является то, что предлагаемую смесь можно применять при цементировании любых высокотемпературных скважин, так как сроки схватывания (загустения) регулируются практически всеми известными реагентами, Предлагаемую термостойкую тампонажную смесь можно приготовлять в условиях буровой механическим перемешиванием сухих компонентов при их затаривании в бункера цементосмесительных машин, а реагент СаС1 вводить в воду эатворения смеси..,1219785 в/ц

Состав смеси, мас.Ж

Расте каеРесхва мпера цеп тур иость, см

Шлако песампо- СаСI ажый го нец ортандент для горяII кваHH

0,46 20,6 1,82

1 100

9-40

2 90

6-30.3 80 20

4 70 30

5-20

5 60 40

I

6 50 50

5-05

4-55

7 40 60

4"50

8 30 70

9 20 80

10 10 90

3-40

3-40

3-35

100

8-50

12 78

3-55

13 77 20 3

3-35

3-40

Обраэцьг твердели при 40 С и давлении 10-15 МПа. чаннъй ц мент

ШПЦС120

14 83

15 76

15 2

19 5

Плотность тампонажнораствора, г/см

0,47 20,0 1,80 8-30

0,47 21,6 1,82 4-10

0,48 21,5 1,81 4-00

0,48 21,2 1,81 3-50

0,48 20,8 I 80 3-50

0,49 21,0 1,80 3-45

Oi50 21,3 1,80 3-35

O 50 20,8 I 80 3-30

0,50 20,1 1,81 3-30

0 50 19 7 1 81 6 35

0,47 22,3 1,78 2-30

0,47 22,8 1,77 2-20

Оь47 23э0 1 77 2 25

0,47 23,1 1,76

1219785

Таблица I

Примечание тывания, чтуре, С

30

Начало Кон

6-30 7-40 — 3 5 6,0

3-10 4-00

3-40 4-50

3-30 4-45

3-30 4-30

3-15 4-10

3-20 4-15

3-05 3-55

3-00 3-55

6-10 7-25

2-50 3-45

2-40 3-35

2-30 3-30

2-.10 3-10

Прочность на сжатие, ИПа, через сут

I 8 4,9 6,7

2,0 5,5 7,2

2,0 6,3 7 5

2е7 5е2 9в3

3,0 5,2 9,3

3,0 5,3 9,5

3,6 5,6 9,5

4эО 5еб 9 ° 6

4-2 5,9 9,8

4,5 6,2 8,8

4,6 6,7 8ф9

4,2 6 5 8,6

4,9 б,б 9,0

Раствор не схва.тился при 30 С через 18 ч л

° Л ол о

ОО о ю л о о

° с « о м л

« м о в м а а

00 л в ОО о а а м в а м в мс а а

Ф о в а

« м в

le м л

00" о

IN в

Ф а в л в ю ( ( м м в

° а ла

)м . cC

CC

М

Ф! !

« и

C) О! (л а е в

О е! (Ф

1 в

МЪ

««! е ее л в, s а м

1 м ао я м о ФО

« в

CCI! C«I М со м

a ° л а м м

1219785 л

l5 !

Ф

ЧЭ

Ф о

° в а а м м о е в в а cl м м л сч в а

Ф л м м о в в ф м м Ф3 !

ЮФ 4 4 в в и

Я м

Ф о м д

12) 9785

Тампонажная термостойкая смесь Тампонажная термостойкая смесь Тампонажная термостойкая смесь Тампонажная термостойкая смесь Тампонажная термостойкая смесь Тампонажная термостойкая смесь Тампонажная термостойкая смесь 

 

Похожие патенты:

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