Тампонажный раствор

 

Сущность изобретения: раствор содержит компоненты, мас.%: каустический магнезит 22,08-38,21; глиеж 25,48-44,15; хлорид аммония 1.96-3,22, вода - остальное . Сухую смесь затворяют на растворе хлорида аммония. При твердении в пресной воде прочность камня на изгиб при 100°С до 73 кг/см2. 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4794200/03 (22) 21.02.90 (46) 15.12;92, Бюл. N- 46 (71) Конструкторско-технологическое бюро технических средств бурения. скважин (72) Ф.А,Агэамов, Н.Х,Каримов,.В.В.Васильев и А.Ф.Тангатаров (56) Авторское свидетельство СССР

М 605936, кл. Е 21 В 33/138, 1978.

Кондращенко Е.В, Тампонажный цемент для сильноагрессивных магнезиальных сред, Автореф, дис. к.т.н., Харьков, 1983.

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к получению тампонажного раствора на основе магнезиального вяжущего для цементирования скважин.

Известен тампонажный раствор, включающий композицию на основе раствора фосфатных и других неорганических соединений с последующим затворением ею магнезиального вяжущего, при следующем соотношении компонентов, мас.

Каустический магнезит 33,3-66,0

Хлористый магний 10-20

Простой суперфосфат 1,7-9,9

Вода и хлористый магний Остальное

Однако из-эа низкой водостойкости, быстрых сроков схватывания, которые в этой системе трудно регулировать, такие растворы не получили широкого применения.

Известен цементный раствор, включающий каустический магнезит, алюмосиликатный компонент в виде тонкодисперсных

„„5U ÄÄ 1781414 А1 (54) ТАМПОНАЖН ЫЙ РАСТВОР (57) Сущность изобретения: раствор содержит компоненты, мас. : каустический магнезит 22,08-38,21; глиеж 25,48-44,15; хлорид аммония 1,96 — 3,22, вода — остальное. Сухую смесь затворяют на растворе хлорида аммония. При твердении в пресной воде прочность камня на изгиб при 100 С,до

73 кг/см2. 1 табл. горелых пород терриконов угольных шахт состава, $: СаО 1,20; SiOz 61,80; Ре20з 8,40;

AlgOs 21.43; NlgO 2; $0з 0,45; п.п.п. 0,98; KzO

2,91; йа20 0,45 и корректирующую добавку на основе органических соединений (лигносульфонат кальция и меламинформальдегидную смолу в соотношении 1:1 (по массе)), затворенный на растворе технического бишофита, Недостатком данного раствора являются низкие прочностные показатели на основе затвердевшего раствора при повышенных температурах и низкая водостойкость цементного камня. Наиболее близким по своей технической сущности, т.е. прототипом, является тампонажный раствор, включающий каустический магнезит, горелую породу терриконов угольных шахт и неорганическую добавку — жидкое стекло йагО а SIO (модуль

2,45 ТУ вЂ” 6-18-68-69), затворенный насыщенным раствором хлористого магния. Недостатком данного состава является низкая

1781414 прочность полученного камня при твердении в пресных водах, Указанные явления объясняются тем, что основными минералами, слагающий образованный на этой основе камень будут оксихлориды магния различного состава, которые являются легко растворимыми соединениями в слабоминерализованных и пресных средах.

В случае использования в качестве жидкости затворения пресной воды образованный камень будет-малопрочным. Это объясйяется тем, что растворимость окиси магния в воде весьма мала, чем и объясня"ется относительно невысокая прочность магнезиальных цементов, затворенных водой в ранних сроках твердения, Хлористый магний значительно повышает растворимость оксида магния, однако продукты твердения будут представлены в этом случае оксихлоридами магния, которые как было отмечено выше, легко растворяются в пресных и слабоминерализованных средах, в результате чего затвердевший камень разрушается.

Целью изобретения является увеличение прочности цементного камня на ранних стадиях твердения в пресной воде.

Это достигается тем, что в тампонажном растворе, включающем каустический магнезит, аморфизированный кремнеземсодержащий компонент, воду и добавку, в качестве аморфизированного кремнеземсодержащего компонента используется глиеж, а в качестве добавки используется хлорид аммония при следующем соотношении компонентов, мас;%, Каустический магнезит 22,08-38,21

Глиеж 25,48 — 44,15

Хлорид аммония 1,96-3,22

Вода Остальное

При получении предлагаемого тампонажного раствора используется глина естественно жженая (глиеж) угольного разреза месторождения Кумертау. Химический состав глиежа предоставлен следующими ингредиентами в пределах, %: СаО 2,04 — 3,5;

Si0g 61,2-58,3; Ре20з 2,75-6,5; А!20з 21,2524,03; MgO 0,4-2,5; п.n.n. 9,14 — 4,17; К20

2,32 — 0,6; НарО 0,45-0,4, В этом случае твердение магнезиальнокремнеземистого тампонажного раствора основано на процессах химического взаимодействия в системе MgO — Si02 — Í20

Прочность полученного камня при прочих равных условиях определяется количеством образовавшихся кристаллогидратов и количеством контактов их срастания, Размер образовавшихся зародышей новой фазы (кристаллогидратов) определяется степенью пересыщения

R -Т Inc где r — размер кристаллогидратов; и- энергия образования зародышей;

10 М вЂ” молекулярный вес новой фазы; а — степень пересыщения.

Поскольку растворимость оксида магния в пресной воде весьма мала, то этим и объясняется относительно невысокая проч15 ность цементов, затворенных водой.

Ввод в состав тампонажного раствора хлорида аммония изменяет растворимость гидроксида магния, Раствор становится более пересыщенным по отношению к

20 Мд(ОН), в результате чего создаются благои риятн ые предпосылки. для образования большого количества зародышей новой фазы, которые, накапливаясь растут, образуя контакты срастания и способствуют повы25 шению прочности затвердевшего камня.

Наличие в составе глиеж кремнеземистого и алюминатного компонентов (Si02 и А!20з) и повышенная реакционная способность

Мд(ОН)2 обуславливает образование гидро-.:

30 силикатов и гидрогранатов магния.

При затворении магнезиально-кремнеземистой композиции пресной водой часть образовавшегося гидроксида магния растворяется в воде, часть находится в виде геля, 35 который с течением времени кристаллизуется в виде базальных пластинок в гексагональной системе — "брусит". Дальнейшее выкристаллизовывание кристаллогидратов (аммоминатов ма гн ия) происходит на поверхности

40 брусита, т.е. в этом случае брусит является лишь подложкой, в результате чего сформировавшийся камень обладает пониженными физико-механическими характеристиками.

45 Ввод в жидкость затворения добавки с последующим затворением ею вяжущего способствует взаимодействию с нею

"кислой" глиежа и "основного" гидроксида магния с выходом обоих в раствор.

50 Образовавшиеся алюминаты и гидросиликаты магния распределяются по всему объему твердевшего камня, что способствует в дальнейшем набору большей прочности на ранних стадиях твердения.

55 Данные рентгеноструктурного анализа подтверждают образование гидросиликатов магния (,41 п = 8,25; 5,05; 3,12; 2,52; 2,48;, 1,789) и гидрогранатов магния (g/n = 4,74;

3,58; 7,13).

1781414

В патентной и научно-исследовательской литературе отсутствуют составы тампонажных магнеэиальных растворов, в которых в качестве добавки использовался хлорид аммония, а в качестве жидкости затворения-пресная вода. Хлористый аммоний не использовался в нефтяной промышленности, а именно в области крепления нефтяных и газовых скважин.

Содержание в тампонажном растворе магнезиального компонента ниже 16% не обеспечивает необходимой прочности тампонажного камня. Содержание в тампонажном растворе магнезиального компонента выше 25 способствует набору прочности в ранних сроках твердения, однако в дальнейшем в результате кристаллизации не- связанного избытка оксида магния, в кремнеземистым компонентом наблюдает-, ся разрушение цементного камня. Этот процесс ускоряется, если средой, в котором твердел образец, служит раствор насыщенного хлористого магния MgClz.

В таблице приведены данные по испытанию предлагаемого решения и прототипа, анализ которых говорит с более лучших физико-механических свойствах камня на основе предлагаемого решения.

Реализация тампонажного раствора при цементировании скважин может осуществляться следующим образом.

В жидкость затворения, которая находится в емкостях цементировочных агрегатов, вводится добавка с последующим затворением eio тампонажного материала.

В лабораторных условиях тампонажный раствор реализовывался следующим обра- .

5 зом.

Пример 1. 22,08 мас. каустического магнезита смешивают с 44,15 мас. глиежа.

0,66 мас, хлорида аммония растворя10 ют в 33,11 мас. воды. Полученной жидкостью затворе ния затворяют смесь каустического магнезита и глиежа. 2-yx суточная прочность при изгибе при 100, 125, 150 С составляет соответственно 36; 42; 50

15 кг/см .

Формула изобретения

Тампонажный раствор, включающий ка20 устический магнезит, аморфизированный кремнеземсодержащий компонент, воду и добавку, отличающийся тем, что, с целью увеличения прочности цементного камня на ранних стадиях твердения в пре25 сной воде, он в качестве аморфизированного кремнеземсодержащего компонента содержит глиеж, а в качестве добавки содержит хлорид аммония при следующем соотношении компонентов, Мас.:"

30 Каустический магнезит 22,08-38,21

Глиеж 25,48 — 44,15

Хлорид аммония 1,96 — 3,22

Вода Остальное

1781414

5

О

О о

С0

IX

Ф С0

v

Ф а

С:

С0

Я

С0 Ф

Ф а аФ

С0 Ф

Х

Ф а

«5

X

Ф

С0

О

С0

Ф л

Iv

О

У сч

Ф иОО<>

С0 0I iA

= а ;; " v

3,5

v аI!

О

z л с

CQ

I» о

C0 а

С Х ао

Q й

О о

У

cL Ф

Х С

LA

S и

Ф

v !

О

Ф

S (I!

Ф

e z

У

S Ф о

Л 5

CQ

Ъ У о (Ъ (Ч

IS

CO о, z а

Ф Ф

l3 О

ФЭ .I-O

- 1;, х о с- (Ч Л

Ф !» (7 е аа

Ф

Р с

О<Ч Ф

v E

ozv у с а р У а

С 55

Е X

С0

Ф У ао

ОФаСГГ-.ÎCr СОФЕ ФФСОСОt-COt СЧВ

МЪФФФ ФCDt t t»IDt»(OCOt»LA0000(00I!.

СЧ Wв!Оав(ОО0 (Оt»ÎOОЯОЪWWСЧCO cI ФФLA 0 Оl t t ФФt I I LAt»00ÑOÑOI

CD n. LA CO W О Л 1О О О t- CV О О

CO (!О !О W C LA t 1 CO Е Ф l CO !О t» CO (0 11 1 1 1 ! I 1 1 1 I 1 1 1.1 I 1 1 1 в в в г ° в в в в в в в в в в в г в в в

I 1 1 I 1 1 1 1 I I 1 1 I 1 I 1 1 1 I

Ф о

z л I I. I I I I I I I I I в в в в в в в в в в в в в в в в в в в

c0 I I 1 1 ! I 1 I 1 1 I I 1 1 1 1 1

v о

I I I I I I I 1 I 1 1 I 1 1 I 1 1 1

Ф Ф О (Ч Ф Ф Ф О СЧ (О Ф CO О СЧ Ф CD CD О СЧ CD .Ф О) CO СЧ CD 0) Ф СЧ Ct Ф О) Ф СЧ Cl CO О) CO СЧ Ct

О -СЧС ) вв О -CV() cl Ов-СЧ() ч Ов-CV(9 ct! I 1 I I 1 I 1 I 1 1 1 I 1 I 1 I I

LA l О) CD СЧ CO t» Ф LA Ф Ф СО в- СО (О Ф LA в- С Ъ - !О.(Ч О Ф в- CD Ф СЧ СО CC в- Ф 00 < О t Ф ВО СЧ Ct N () () СЧ () СЧ СЧ СЧ Ф Ф LA LA и СЧ в» в» в Ct 9 9 f С М (М (;i СЧ СЧ (Ч (Ч (Ч (Ч (Ч СЧ СЧ (Ч

СО О) LA - () СЧ СО t Ф LA f СЧ Ф в» LA t О) в- Ф

О Ф LA СЧ в- CD Ч СЧ CO l СЧ Ф I СЧ - IA СЧ О вС (Ч в- г в- в- () N hl (Ч ° О) О) С0 (0 (О 9 N () CO A

СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ (Ъ С (") A A ("Э CO (Э С"Ъ С ) ct Ct Ф вФ

Тампонажный раствор Тампонажный раствор Тампонажный раствор Тампонажный раствор 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к вопросам регулирования разработки нефтяных за лежей„ Цель - повышение эффективности изоляционных работ за счет сохранения чистоты невыработанных интервалов нефтяных пластов

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