Тампонажный раствор

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИС ГИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)л Е 2t В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

IQ

j CJl

Ж (Сл) О ,> (21) 4206526/03 (22) 09.03.87 (46) 07.06.91, Бюл. N. 21 (71) Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Г. А, Белоусов, А. А, Сосков, Б. М.,Скориков, А. И. Филимонов и В. И. Пустовалов (53) 622.245.042(088.8) (56) Данюшевский В. С. и др. Газовая сероводородная коррозия тампонажных растворов. — Газовая промышленность, 1977, Иг 6, с. 46-48.

Авторское свидетельство СССР

N 1403695, кл. Е 21 В 33/138, 1985.

Авторское свидетельство СССР

N 785463, кл, Е 21 В ЗЗ/138, 1972. (54) ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР (57) Изобретение относится к цементированию скважин, а именно к составам тампоИзобретение относится к цементированию скважин, а именно к составам тампонажных растворов коррозионно-стойких в условиях сероводородной агрессии.

Цель изобретения — повышение прочности цементного камня в условиях сероводородной агрессии, Тампонажный раствор, содержащий портландцемент, регулятор сроков схватывания и загустевания, добавку и воду, в качестве добавки содержит побочный продукт производства морфалина (ППМ) при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Портландцемент 100 ,. ППМ 0,1-0,5

„.,5U „„1654539 А1 нажных растворов коррозионно-стойких в условиях сероводородной агрессии. Цель изобретения — повышение прочности цементного камня. Тампонажный раствор содержит портландцемент, регулятор сроков схватывания и загустевания, добавку и воду, причем в качестве добавКи он содержит побочный продукт производства морфалина (ППМ), при следующем соотношении компонентов, мас.ч; портландцемент 100; ППМ 0,10,5; регулятор сроков схватывания и загустевания 0,05-0,2; вода 45,0-50,0. ППМ представляет собой растворимую в воде жидкость темно-коричневого цвета следующего состава, мас.=,ь; диэтиленгликоль 17-25; алкилморфалины 23-29; N формилморфалин

11 — 15; аминоэфиры 31 — 35; вода остальное.

Прочность цементного камня на основе тампонажного раствора при хранении его в агрессивной среде выше чем у образцов в пресной воде. 4 табл.

Регулятор сроков схватывания и загустевания 0,05 — 0,2

Вода 45.0-50,0

ППМ представляет собой жидкость темно-коричневого цвета, растворимую в воде, следующего состава, ма с. g,:

Диэтиленгли коль 17-25

Олкилморфалины 23- 29

N-формилморфалин 11 — 15

Аминоэфиры 31-35

Вода Остал ьное

Раствор готовят следующим образом.

В воде растворяют необходимое количество ППМ, на этом растворе затворяют сухой портландцемент с определенным водоцементным отношением.

1654539

0,1-0,5

0,05 — 0,2

45-50

Таблица1

Пример. б см ППМ и 0 б г ОЭДФ растворяют в 600 см воды и на полученной

3 смеси затворяют 1200 г цемента.

Результаты испытаний цементного камня, сформированного из рецептур тампонажного раствора с различными добавками

ППМ, показали, что оптимальной добавкой, оказывающей повышение прочности камня при хранении его в сероводородной среде, является 0,1 — 0,5 мас.ч. Увеличение добавки выше 0 не приводит к изменению прочности или снижает ее в незначительной степени.

Тенденция увеличения прочностных характеристик цементного камня с добавками до 0,5 мас. ч. ППМ к цементу сохраняется при его хранении в сероводородной среде, Добавка ППМ в количестве до 1 мас. ч. к цементу не оказывает влияния на процесс структурообразования (табл. 1).

Это подтверждается результатами определения подвижности (растекаемости) тампонажных растворов (составы 1-4).

При добавке ППМ более 1 мэс.ч. реагент оказывает замедляющее действие (состав 5).

В случае приготовления тампонажного раствора,на соленой воде (составы 6 и 7) добавка более 0,1 мас,ч, уже оказывает замедляющее действие.

Влияние остальных компонентов рецептуры тампонажных растворов на их технологические свойства приведены в табл-. 2 и определяются прежде всего стандартными показателями, геологическими и технологическими факторами..

Для определения влияния реагентов-зэмедлителей на процесс структуро-образования выбраны наиболее распространенные из каждого класса реагенты-замедлители и широко используемые в промысловых условиях, причем дозировка взята с учетом оптимального ощутимого замедления сроков загустевания и укаэанных температурных пределах, Исследования проведены при 75 С и давлении 60 МПа на консистометре КЦ-3, 5 Результаты исследований помещены в табл, 3.

Результаты лабораторных испытаний подтверждают вывод о том, что добавка

ППМ не замедляет процесса загустевания

10 при использовании различных реагентовзамедлителей как в чистом, так и комбинированном виде. Увеличение времени загустевания происходит только за счет реагентов-эамедлителей, 15 Результаты испытаний цементного камня на коррозионную стойкость в сероводородных условиях показали, что добавки

ППМ в количестве 0,1-0,5 мас,ч, приводят к увеличению прочности камня при различ20 ных концентрациях сероводорода и сроках хранения в агрессивной среде (табл. 4).

Прочность цементного камня, хранившегося в агрессивной среде, выше, чем у образцов в пресной воде.

25 Формула изобретения

Тампонажный раствор, содержащий портландцемент, регулятор сроков схватывания и загустевания, добавку и воду, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью

30 повышения прочности цементного камня в условиях сероводородной агрессии. в качестве добавки он содержит побочный продукт производства морфалина при следующем соотношении компонентов, 35 мас.ч.:

Портландцемент 100

Побочный продукт производства морфалина

Регулятор сроков схвэты40 вания и загустевания

Вода

Таблица3 риР„,=

0 гlсм схват начало

1 — 30

3-05

3 — 10

1 — 45

1 — 40

2 — 35

2 — 35

2-20

2 — 45

2 — 35

2 — 20

1-50

-30

1-55

2-10

2 — 10

2-45

2-50

3- 15

3-35 — 00

3-30

-00

3 20

1654539

1 — 45

3-25

3 — 20

2-00

1 — 50

3 — 00

2 — 55

2-40

2 — 35

3-00

3 — 10

3--20

3-30

Время,ч-мин

Табл и ца2

2-30

1- 50

1 .50

2 30

2 30

1654539

Таблица4

Составитель Л. Бестужева

Редактор Н.Рогулич Техред М,Моргентал Корректор М.Пожо

Заказ 1938 Тираж 367 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина. 101

Тампонажный раствор Тампонажный раствор Тампонажный раствор Тампонажный раствор 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к тампонажным материалам, предназначенным для цементирования нефтяных и газовых скважин в условиях низких и нормальных температур

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к составам тампонажных растворов для крепления скважин

Изобретение относится к бурению и креплению нефтяных газовых скважин

Изобретение относится к бурению скважин

Изобретение относится к бурению скважин

Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при креплении нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геопогоразведочных скважин, горно-добывающей промышленности , инженерному строительству

Изобретение относится к бурению геологоразведочных скважин и предназначено для изоляции зон поглощения

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