Изобретение относится к производ ству тампонажных растворов и может быть использовано преимущественно в нефтяной и газовой промышленности для ремонтных работ в переточных скважинах.

Известен тампонажный раствор, содержащий минеральное вяжущее (цемент) . заполнитель, воду и дивинилстирольный латекс 11.

Однако цементно-,латексные составы отличаются замедленным набором прочности при схватывании, пониженной прочностью камня в поздние сроки твердения и низкой стойкостью к агрессивному воздействию пластовых вод.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является тампонажный раствор, содержащий цемент, полимер (ПЭО,КМЦ,ПВС), гидрофильный органокремнезем(2, Недостатком этого состава явля ется то, что он применим преимущест венно в диапазоне температур 751500С, так как включает термостойкие линейные полимеры, даже в своем нижнем концентрационном интервале замедляющие схватывание тампонажного раствора. наименее выра женным действием обладают малые . концентрации полнэтттленоксида, однако он не производится в промышленном масштабе. Практически значимые полимеры вЂ” карбоксиметилцеллюлоза и поливиниловый спирт вЂ” являются при температуре. 22ос очень сильными эамедлителями охватывания, тормозящими набор прочности камня.

Цель изобретения вЂ” повышение прочностных свойств камня при одновременном повышении его устойчивос-. ти к действию агрессивных пластовых вод в условиях нормальных темпе15 ратур.

Поставленная цель достигается тем, что в качестве гидрофильного органокремнезема раствор содержит

20 карбоксиаэросил или аминоэтоксиаэросил, а в качестве полимера вЂ” карбоксилатный дивинилстирольный латекс и дополнительно содержит хлористый натрий при следующем соотношении

25 ингредиентов, вес. Ъ!

Цемент 63,47-66,08

Карбоксилатный дивинилстирольный

30 латекс 0,66-1,28

815261

55, для оценки адгезии предлагаемого состава к старому цементному камню по граничным поверхностям применен метод изменения микротвердости эоны контакта цементный камень вЂ” твердеющий тампожный раствор через

2 сут. с момента .соприкосновения раствора и старого цементного камня

Как видно из табл. 3, предлагаемый состав имеет повышенную на 15-30 @ микротвердость через 2 сут чем иэ1

65 вестные составы.

Хлористый натрий 1,26-1,32

Карбоксиаэросил или аминоэтоксиаэросил 0,22-0,36

Вода Ост аль ное

Кроме того, карбоксиаэросил или аминоэтоксиаэросил имеет удельную поверхность 50-300 м /r.

Для приготовления тампонажного раствора используют тампонажные портландцементы вЂ” технический хлористый натрий ГОСТ 4233-6 6; карбоксилатный дивинилстирольный латекс

БСК-75/2 по ТУ 3840370-76 и гидрофильные органокремнеземы вЂ” карбоксиаэросил, аминоэтоксиаэросил, дистиллированную воду.

Физико-химические исследования показывают что введение органокремнеэемов в цементно-латексную тампонажную дисперсию, затворенную на растворе хлористого натрия, изменяет процесс структурообразования системы таким образом, что полимерные частицы латекса своими функциональными группами взаимодействуют с поверхностными органогруппами высокодисперсного кремнезема, вследствие чего активные центры клинкерных силикатных минералов и гидросиликатных новообразований защищаются от пассивного воздействия латекса.

Кроме того, латексные глобулы в присутствии органокремнезема распределяются более равномерно по всему объему цементного камня и позднее коагулируют в нем в виде более мелких сферолитов и тонких нитей, скопляясь в основном в поровом пространстве. Это обеспечиваез повышен- ную прочность камня и увеличивает стойкость к действию пластовых вод, флюидов нефти и газа за счет однородности и плотности камня.

Повышение прочности в системе с карбоксиаэросилом обусловлено наибольшим сродством карбоксигрупп аэросила к функциональным группам . карбоксилатного дивинилстирольного лат екса.

Пример 1. В 1000 r воды растворяется 37,74 r хлористого натрия, размешивается 37,75 r суспеизии товарного латекса и 9,5 г порошка карбоксиаэросила. . Полученной суспенэией затворяется 1893 r цемента.

После обычного перемешивания производится измерение характеристик раствора и камня.

Пример 2. Аналогично готовится состав с другим видом органокремнеэема вЂ” аминоэтоксиаэросилом.

В 1000 r воды растворяется 39 г хлористого натрия, диспергируется

39 г товарного латекса и ll r аминоэтоксиэросила, добавляется

1960 r цемента.

Наилучшее совмещение с цементнолатексными растворами достигается при применении карбоксиаэросила (KA), где достигается наибольший эффект упрочнения цементно-латексного камня lIQ сравнению с другими гидрофильными органокремнеземами.

Прирост прочности цементно-латексно-аэросильного камня наблюдается в концентрированном интервале концентрации карбоксиаэросила О, 30О, 35%.

В табл. 1 представлено влияние удельной поверхности карбокси аэросила на прочностные характеристики. цементного камня состава, вес. Ъ | цемент 63,49; КА 0,32; латекс 1,27;

NaCI 1,27; Н О 33,65. Дисперсность гидрофильного органокремнезема находится в пределах

150-300 м (по удельной поверхности) .

Снижение удельной поверхности до

41 м вызывает падение прочности камня на 10-13%.

В табл. 2 представлено влияние температуры на технологические свойства цементного камня, состава вес.Ъ| цемент 63,49; латекс 1,28;

NaCI 1,27; КА 0,32; Н О 33,64.

Повышение температуры выше 50ОС приводит. к падению прочности камня.

Поэтому предпочтительный температурный интервал использования предлагаемых тампонажных растворов 22-50 С.

В табл. 3 приведены физико-механические свойства тампонажных растворов следующих составоВ, вес. Ъг

1) цемент 63,48, латекс 1,28, NaCI

1, 27, KA О, 32, H О 33, 66; 2) цемент

65,71, ПЭО 0,08, ДЭГА 0,05, HgO

34,16; 3) цемент 67,40, КМЦ 0,08, ДЭГА 0,50, Н20 32,02.

Тампонажные растворы твердеют в дистиллированной воде и в агрессивной среде, включающей, r NaCI

80, 16, MgSQ, 8,81, MgCI 9,62, Са$0 3, 41 на 100 мл воды. Предлагаемый тампонажный раствор по сравнению с известными имеет укороченные сроки схватывания на 20-25%, повышенную на 15-3ОВ прочность камня при нормальной температуре твердения в воде в течение 2,28 и 90 сут. и устойчивость на 10-15% при твердении в агрессивных. средах.

815261

Таблица l

Прочность .через 2 сут,кг/см х

Зуд, м/г

75 150

30 32

Изгиб

130

103 109

Сжатие

105

Т а блица 2

Прочность через 2 сут, кг/см

Сроки охватывания, ч-мин

22 С ачало Конец

75оc згиб Сжатие

22"С

r Сжатие

Изгиб Изгиб Сжатие

Начало Конец Начало Конец

109 80 360 58 300 4-45 5-50 3-15 4-05 2-00 3-25.32

Таблица 3 роки схваывания, ас-мин

1 икроверость г/мм

Прочность, кг/ см .

Составы

2 сут.

90 сут.

28 сут.

Иэ- Сжагиб тие

Пресная Агрессивная ачало Коне

Из- Сжа- Из- Сжагиб тие гиб тие

Предлагаеьый

1 32 109 89 408 106 458 101 478 4-45 5-50 30

Известные

27 79 70 310 85 .380 80 360 6-00 7-15 25

17 43 63 260 70 370 69 330 9-00 13-15 19

В табл. 4 приведены сравнитель ные данные по количеству кальция, связанного коллоидными частицами, находящимися в фильтрате тампонажных растворов состава, вес. %:

1) цемент 66,67, HgO 33,32 2) цемент 66,40, ДЭГА 0,30, КИЦ 0,08, Н О 33,22;. 3) цемент 66, 43, ДЭГА

0,05, ПВС 0,33, Н О 33, 20у 4) цемент 64, 32, АЭА О, 31, латекс 1, 28, NaCI 1,29, НдО 32, 80.

Размер частиц составляет О, l

5 мкм,кальций в них связан посредством адсорбции и в ионообменных позициях, его определение ведется комплексонометрически.

Как видно иэ приведенных в табл.4 данных, содержание коллоидной фракции в фильтрате предлагаемого состава в 2-3 раза больше,чем в известном составе,а по сравнению с чисто цементным раствором выае на порядок.

815261

Таблица4 х+

Количество Са, мг Ъ, через

Составы

60 мин 90 мин 120 мин 150 мин 180 мин

Известные

1,80

2,25

2,60

2,25

2,25 1,80

2,25

4,05

3,25 4,25

1,65

5,50

6,75

Предлагаемый

9,00

13,50 17, 25

18,00 17,25

Хлористый натрий 1, 26-1, 32

Кар бок си аэро сил или аминоэтоксиаэросил

Вода

О, 22-0, 36

Остальное

0,66-1,28

Составитель Г.Сапронова

Редактор А.Шандор ТехредН.Ковалева Корре к тор М. Демчи к

1001/54 Тираж 627 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по.делам изобретений и открытий

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

Ю «ФВ» ° °

Филиал ППП Патент, r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Заказ

Формула изобретения

Тампонажный раствор, содержащий цемент, гидроФильный органокремнезем, полимер и воду, о т л и ч авЂ” ю шийся тем, что, с целью повышенн* прочностных свойств камня при одновременном повышении его устойчивости к действию агрессивных пластовых вод в условиях нормальных температур, в качестве гидроФильного органокремнезема раствор. содержит карбоксиаэросил или аминоэтоксиаэросил, а в качестве полимера вЂ” карбоксилатный дивинилстирольный латекс и дополнительно содержит натрий при следующем соотношении ингредиентов, вес. Ъ:

Цемент . 63,47-66,08

Карбоксилатный дивинилстирольный латекс

2. Тампонажный раствор по

-и, 1, отличающий ся тем, что карбоксиазросил или аминоэтоксиаэросил имеют удельную поЗп верхность 50-300 м /r.

Источники инФормации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

9 409983, кл. С 04 В 15/06, 1972.

2. Авторское свидетельство СССР по заявке 9 2520727, кл. Е 21 В 33/138, 1977.

Устройство для определения объемныхизменений твердеющих смесей // 810942

Устройство для электрообработкистенок буровых скважин // 800340

Тампонажный раствор // 798276

Тампонажный раствор // 798275

Способ крепления глинистой кровлинад водоприемной воронкой бесфильтро-вой скважины // 796391

Устройство для определения объем-ных изменений твердеющих смесей // 796390

Состав для изоляции пласта // 796389

Состав для тампонирования зонпоглощений // 796388

Тампонажный раствор // 787617

Способ получения цемента // 2101246

Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента

Способ подготовки скважины к цементированию // 2102581

Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию

Состав для блокирования водоносных пластов // 2102593

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

Тампонажный раствор // 2103476

Состав для блокирования водоносных пластов // 2103497

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

Состав для блокирования водоносных пластов // 2103498

Состав для блокирования водоносных пластов // 2103499

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

Состав для блокирования водоносных пластов // 2103500

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

Способ получения расширяющегося тампонажного материала // 2105132

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов

Способ изоляции зон поглощения // 2106476

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин