Тампонажный состав

 

Использование: бурение скважин и добыча нефти из них, в частности производство тампонажных составов и применяемых для изоляции водоносных пластов в бурящихся и в нефтедобывающих скважинах. Сущность: тампонажный состав содержит, мас. %: каустический магнезит 48,54 - 53,24; хлорид магния 23,97 - 27,89; щелок черный моносульфитный 2,44 - 4,89; вода остальное. 2 табл.

Изобретение относится к бурению скважин и добыче нефти из них, в частности к производству тампонажных составов, и предназначается для изоляции водоносных пластов как в бурящихся, так и в нефтедобывающих скважинах.

Известен тампонажный состав, содержащий каустический магнезит, хлорид магния, простой суперфосфат и воду [1] Известный состав используют при цементировании скважин в отложениях хлора, натрия, калия, магния солевых пород.

Однако тампонажный камень, образующийся из указанного известного состава, обладает неодинаковой прочностью по всему своему объему и имеет усадку в момент твердения.

Кроме того, способ приготовления этого известного состава трудоемок, так как суперфосфат является труднорастворимым соединением.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности является тампонажный состав, содержащий, мас. каустический магнезит 46,66-49,00; хлористый магний 12,45-15,34; полиакриламид (ПАА) 0,24-0,33 и воду остальное [2] Однако тампонажный камень, образующийся из известного состава, характеризуется низкой прочностью, а также короткими сроками сохранения равнопрочности по всему его объему.

Кроме того, этот камень также обладает высокой размываемостью, так как при контакте его с водой происходит вымывание из него полиакриламида, в результате чего в камне образуются трещины. В промысловых условиях это может привести к некачественной изоляции водоносных пластов.

Цель изобретения исключение размываемости образующегося тампонажного камня, повышение его прочности при одновременном увеличении сроков сохранения свойства равнопрочности этого камня по всему объему.

Цель достигается тем, что известный тампонажный состав, содержащий каустический магнезит, хлорид магния, органическую добавку и воду, в качестве органической добавки содержит щелок черный моносульфитный (ЩЧМ) при следующем соотношении ингредиентов, мас. Каустический магнезит 48,84-53,24 Хлорид магния 23,97-27,89 Щелок черный моносульфитный 2,44-4,89 Вода Остальное.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известны тампонажные составы, включающие указанные ингредиенты в заявляемом количественном соотношении и позволяющие решить поставленную техническую задачу изобретения, что дает основания сделать вывод о том, что предлагаемый состав обладает критериями "новизна" и "изобретательский уровень".

Достижение цели стало возможным благодаря совместному взаимодействию входящих в предлагаемый состав ингредиентов. Хлорид магния и каустический магнезит при растворении их в воде образуют продукты гидратации, которые взаимодействуют с ЩЧМ с образованием устойчивых связей. Благодаря этому происходит равномерное структурообразование во всем объеме и тампонажный состав приобретает прочную коагуляционно-тиксотропную структуру. Эти процессы и позволяют обеспечить высокую прочность образующегося тампонажного камня, а также обеспечить такую одинаковую прочность во всем его объеме.

Достижение цели подтверждается результатами проведенных лабораторных испытаний предлагаемого тампонажного состава. При проведении лабораторных испытаний были использованы следующие вещества: каустический магнезит ГОСТ 1216 75, светло-серый порошок; хлорид магния шестиводный, ГОСТ 4209-77, водорастворимый кристаллический порошок белого цвета; щелок черный моносульфитный (ЩЧМ) отход при сульфитной варке целлюлозы. Согласно ТУ 13-7308-453-84, он представляет собой однородную густую жидкость темно-коричневого цвета с массовой долей сухих веществ не менее 50% плотностью 1216 кг/м3, имеет рН не менее 4,0, содержит в своем составе 52% сухих веществ, общей серы 6,61% летучих кислот 0,58% азота 5,29% фурфурола 0,67% гемицеллюлозы 47% лигносульфонатов аммония 42% вода водопроводная общей жесткостью 5 мг-экв/л.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

П р и м е р. Сначала готовили водный раствор хлорида магния плотностью 1,26 г/см3. Для этого 27,89 г хлорида магния растворяли при перемешивании в 20,83 мл технической воды. Затем к полученному раствору хлорида магния приливали 2,44 г ЩЧМ и на этой смеси затворяли 48,84 г каустического магнезита. Полученный состав тщательно перемешивали на лабораторной мешалке в течение 40-45 мин (время начала структурообразования) и получали тампонажный состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. каустический магнезит 48,84; хлорид магния 27,89; ЩЧМ 2,44 и вода остальное.

Аналогичным образом готовили другие составы с различным соотношением ингредиентов.

В ходе лабораторных испытаний определяли время твердения и статическое напряжение сдвига предлагаемого состава, а также размываемость, усадку и прочность при нахождении в воде образующегося тампонажного камня.

Размываемость тампонажного камня определяли следующим образом. Образец тампонажного камня опускали в пресную воду, выдерживали в ней 1,7 и 28 сут и затем, слив воду, визуально определяли наличие трещин, пор и каверн в образце камня.

Усадку тампонажного камня определяли визуальным путем, устанавливая наличие трещин и уменьшение объема тампонажного камня в момент твердения, а также через 1-7 сут.

Прочность камня определяли на приборе МИИ-100, специально предназначенном для испытания цементных составов на прочность. Причем для определения степени прочности камня во всем его объеме проводили определение этого показателя в трех точках испытуемого образца камня. Если показатели этих трех точек совпадали, то делался вывод о равнопрочности камня по всему его объему.

Статическое напряжение сдвига определяли на приборе СНС-2.

Данные о содержании ингредиентов и о свойствах предлагаемого и известного тампонажных составов приведены в табл. 1 и 2.

Данные, приведенные в табл. 1 и 2, показывают, что предлагаемый тампонажный состав обладает следующими преимуществами по сравнению с известным составом по прототипу.

Тампонажный камень, образующийся из предлагаемого состава, характеризуется полной неразмываемостью, в то время как камень, образующийся из известного состава, подвержен размываемости (не только поверхностного слоя, но даже внутренней структуры).

Прочность тампонажного камня, образующегося из предлагаемого состава в начале твердения, в 3,7 раза выше (опыт 2), чем у камня, образующегося из известного состава, и в 16,2 раза выше (опыт 1) после недельного контакта камня с пресной водой.

Кроме того, камень, образующийся из предлагаемого состава, наряду с высокой прочностью обеспечивает высокие сроки сохранения равнопрочности по всему своему объему даже через 28 сут, в то время как у известного камня эти сроки ограничены 7 сут.

Благодаря высокой прочности тампонажного камня, образующегося из предлагаемого состава, при одновременном обеспечении равнопрочности его по всему объему достигается гарантированная и длительная изоляция водоносных пластов за одну обработку даже при высоком пластовом давлении и неоднородном пласте, особенно в трещиноватых карбонатных пластах.

Благодаря свойству неразмываемости тампонажного камня, образующегося из предлагаемого состава, обеспечивается долговечность изоляции даже при воздействии агрессивных сред.

Формула изобретения

Тампонажный состав, содержащий каустический магнезит, хлорид магния, органическую добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве органической добавки он содержит щелок черный моносульфитный отход при сульфитной варке целлюлозы при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Каустический магнезит 48,84 83,24 Хлорид магния 23,47 27,89 Щелок черный моносульфитный отход при сульфитной варке целлюлозы 2,44 4,89 Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам селективной закупорки высокопроходимых зон подземных углеводородосодержащих отложений путем увеличения задержки, связанной с образованием полимерных гелей

Изобретение относится к способу снижения или полного прекращения притока воды из месторождения в по крайней мере одну часть скважины для добычи нефти и/или газообразных углеводородов, которая проходит через (пересекает) месторождение, причем, исходя от скважины в часть месторождения, в которой хотят снизить или прекратить приток воды, вводят водный раствор сополимера и затем скважину вводят в действие для получения нефти и/или газообразных углеводородов, причем флюиды, которые имеются в месторождении, вступают в контакт с указанной, содержащей адсорбированный сополимер частью месторождения и нефть и/или газообразные углеводороды проходят эту часть месторождения и попадают в скважину, в то время как проход месторождения снижается

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к получению тампонажного раствора на основе цемента, включающего соли кальция, воду, и может быть использовано при цементировании скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к получению тампонажного раствора на основе цемента, включающего соли кальция, воду, и может быть использовано при цементировании скважин

Изобретение относится к бурению, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин в условиях нефтегазоводопроявлений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, преимущественно с низким пластовым давлением

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