Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких высокотемпературных скважин

 

О П И С А Н И E (ii)926239

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Соввтскнк

Соцналнстнчесмнк

Респубпнм (6l ) Дополммтельмое к авт. свмд-ву (22) Заявлено 04.06.75 (23) 2141218/22-03 (51) NL. Кя.

Е 21 В ЗЗ/138 с присоединением заявкм рм (23) Приоритет

1Ьеудерстеенвй кепктет

СССР ве делам кзееретеккк к еткрытвк

Опубликовано 07. 05.82. Бюллетень М 17

Дата опубликования описания 09.05.82 (53) УЙК 622.245., .42 (088.8) (72) Авторы мзобретенмя

Г. Какацжанов, E. И. Карпенко, С. Т. Колосай я А. А. Арамян (7I) заявители (54) ТАМПОНАЖНАЯ СМЕСЬ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ

ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ДЛЯ ГЛУБОКИХ

ВЪ|СОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтпгаэодобываюшей промышленности и может быть использовано при креплении глубоких высокотемпературных нефтяных и газовых скважин.

Известна тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора, включающая тампонажный портланццемент и облегчающую добавку, содержащую воздух, например керамзит (1 .

Удельный вес, раствора может быть получен низкий, однако при помещении раствора в среду гидродавления он резко повышается., Известна также,тамопонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких высокотемпературных скважин, включающая тампонажный портландцемент, облегчающую добавку и глинопорощок (2) .

Недостатком указанной тампонажной смеси является то, что получаемый цементный камень обладает недостаточной термо- и корроэионной стойкосгью, а также недостаточной прочностью при повышенных температурах и давлениях.

Белью изобретения является повышение прочности, термо- и коррозионной стойкости получаемого цементного камня.

Указанная цель достигается тем, что в качестве облегчающей добавки смесь содержит вспученный аргиллит при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Тампонажиый портланд1О цемент 25-72

Вспученный аргиллит. 25 -70

Глинопорошок 3-5

Вспученный аргиллит отвечает требо. ваниям ГОСТа 6269-63 Активные мине-!

% ральные добавки к вяжущим веществам .

Тампонвжный раствор готовят путем затворення данной тампонажной смеси на воде. Введение вспученного аргилли20 та и глинопорошка не оказывает существенного влияния на сроки схватывания, а также позволяет полу Мить растворы низкого удельного веса (ниже 1,40 г/смв) щэи одновременном увеличении механи926239

Таблица 1

М и/п

Плот- Растека

Состав облегченного цемента ность емосгь, г/смЗ см

Прочность на сжатие, кгс/мЕ

2 суток 7 суток

1,38 16

108

1,48: 25

13 ческой прочности цементно-аргиллитовоглинистого камня, что показано в табл.

1и2.

Плотность вспученного аргиллита до и после выдерживания его при высоких давлениях определялась с помощью пикнометра.

Определение растекаемости и плотности цементного раствора с добавкой вспученного аргиллита проводилось в соответствии с ТУ-21-1-6-67 на облегченные тампонажные портландцементы

Прочность цементного. камня на сжатие определялась по ГОСТУ 310-60, 1. 65 вес. ч. ТЦ + 35 вес. ч с вспученного аргиллита

75 вес. ч. TH + 25 вес. ч бентонита

" Обычный тампонажный цвет

Лабораторные испытания вспученного

39 аргиллита показывают, что плотщ>сть вспученного аргиллита после 30-ти минутного выдерживания при давлении .750 кгс/см (что соответствует давлее ниям в скважинах глубиной 40006000 м) повысилась на 7%, следова35 тельно, вспученный аргиллит вполне пригоден в качестве облегчающей добавки для получения. тампонажных растворов пониженной плотности.

При исследовании влияния добавки

40 вспученного аргиллита на термо- и коррозионную стойкость цементного камня, а .также с целью ускорения процессов твердения и химической коррозии, был применен вспученный аргиллитовый песок

Ф г с удельной поверхностью 4264 см /г.

Повышение скорости реакции достигалось только за счет увеличения реагирующей поверхности, без изменения механизма реакции и конечных продуктов.

При исследовании термостойкости установлено, что оптимальным испытаниям были подвергнуты образцы цементного камня, приготовленные из оптимального состава с 3 — 5%-ной добавкой 55 глинопорошка, в зависимости от температуры и времени выдержки. При этом плотность цементно-аргиллитово-глинистодля сравнения параллельно испытали тампонажный облегченный цемент, полученный путем смещения обычного тампонажного цемента (75 вес. ч.) и бентонита (25 вес. ч.).

Лабораторные исследования показали

) что плотность исходного вспученного аргиллита составляет 0,950 г/см, гr =ле выдерживания его в воде при давл»нии 750 атм в течение 30 мин плотность вспученного аргиллита повысилась до

1,018 г/см .

Результаты по растекаемости, плоч

-асти и прочности приведены в табл. 1.! го раствора снижается до 1,45 г/см3.

Для сравнения параллельно испытаны облегченные тампонажные цементы, полученные путем добавки к обычному тампонажному цементу бентонита, опоки и пластмассовых микробаллонов в следующих соотношениях, вес. ч.:

Цемент 80 + бентонит 20

Цемент 80 + опока 20

Цемент 90 + пластмассовые микробаллоны 10

Доследования проводили в автоклавах при 130, 160 и 200 С и давлениях соответственно 450, 600 и 750 атм. Испытания образцов на прочность проводились через 2 и 7 сут.

В исследованиях для определения прочности цементного камня применялись образцы не стандартных форм и размеров, а уменьшенных, формы призмы

2)(2 Х 12 см и цилиндры диаметром

2,5 см и длиной 12 см. Это вызвано тем, что в случае применения образцов большого размера возникает затруднение при хранении их на длительные сроки при высоких температурах и давлениях изза значительного усложнения оборудования. Кроме того, учитывая, что в результате исследований необходимо было получить сравнительные данные, 5 92623 сочли возможным использовать образцы нестандартных размеров..

Таблица 2

Предел прочности на сжатие при хранении образцов, кгс/см аполнитель

Условия хранения

ЯсЯ

Цемент, г Вид

Т = 160 С Т = 200 С

P =- 600 атм P = 750 атм

130 С

= 450 ат

) 1 1 7

2 7 2

Аргиллит + 47 . + глинопорошок .. 3 180 210 224

230 244 280

18 18 22

115 65 71

Бентонит 20 8 1 77

Опока 20 l 14 157 98

80

Пластмассовые микробаллоны 10 32 37

90

18 19

15 16 К Критические значения гидродавлений составляют 180 — 280 кгс/см . й

Как видно из табл. 2, прочность цементного камня состава цемент 50 вес. ч. + вспученный аргиллит 47 вес. ч + 50

+ глинопорошок 3 вес. ч. с ростом температуры и времени хранения увеличивается.

Так, например, с увеличением температуры с 130 С до 200 С через 2 сут. 35 прочность цементного камня увеличивается ог 180 до 244 кгс/см и через

7 сут. — от 210 до 280 кгс/сьР.

С добавками бентонита, опоки и пластмассовых микробаллонов прочность це- 4, ментного камня с увеличением температуры уменьшается.

Так, например, при увеличении температуры с 130 С до 200 С прочность составов вес. ч.:

Цемент 80 + бентонит 20

Цемент 80 + опока 20

Цемент 90 + пластмассовые микробаллоны 10 через 2 сут. уменьшается соответственно от 81,114 и 32 кгс/см до 18,65 и 15 кгс/см, а через 7 сут. Р 56 соответственно от 77,157 и 37 кгс/сФ до 22,71 и 16 кгс/см4.

9 б

Результаты исследований приведены в табл. % 2.

Проведено исследование по определению стойкости цементного камня к коррозионному воздействию минерализованных пластовых вод. Для суждения о коррозионной стойкости цементного камня определяли коэффициент стойкости, который представляет собой отношение предела прочности при сжатии образцов, отвердевших в агрессивной среде, к пределу прочности одновременно испытанных образцов, отвердеваюших в технической воде.

В качестве агрессивной среды применялась вода, приготовленная по типу пластовой, следующего химического состава г/л: А + К вЂ” 23; М вЂ” 42 и С0360, плотностью 1,215 г/см . Испыта3 ние цементного камня на прочность проводилось через 7,60 и 160 сут. выдержанного в технической- и минерализованной водах при 90 С и атмосферном давлении.

Результаты исследований приведены в табл. 3.

926239 о

nl со - < » о о о а а о п 0 о о о о щ c0 сО

87 т- с си а о о а в о

-4 О) О)

О О.о о

Т Р7 СЯ (Я о

Б

+ g д о (л

" + ф

926239

Составитель В. никулин

Редактор О. Половка Техред Т.Маточка Корректор Г. Решетник

Заказ 2921/21 Тираж 624 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

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

Как видно из табл. 3, наилучшую кор:. розионную стойкость с добавками проявляют пластмассовые микробаллоны и аргиллит с 3% добавкой глинопорошка.

Коэффициент коррозионной стойкости с 5 добавками пластмассовых микробаллоноа составляет через 7 сут. 1,15, через

60 сут. 1,40 и через 150 сут. 1,30, с добавкой аргиллита и 3% глинопорошка через 7 сут. 1,18, через 60 сут. 1,25 и через 150 сут. 1,22. С добавками бентонита и опоки коэффициент коррозийной стойкости ниже единицы.

Механическая прочность цементного камня на сжатие с добавкой аргиллита и 3% глинопорошка несколько выше по сравнению с остальными добавками, выдержанными как и технической, так и минерализованной воде.

Так, например, прочность состава:. цемент 50 вес. ч. + аргиллит 47 вес. ч. +

+ глинопорошок 3 вес. ч. составляет через 7 сут. в технической воде 144 кгс/см

2 и в минерализованной воде — 170 кгс-см, а через 150 сут. в технической воде

210 кгс/cMÐ и в минерализованной воде

256 кгс/см .

Механическая прочность цементного, камня с добавками глины, опоки и нластмассовых микробаллонов состава вес. ч.: 30 цемент 80 + бентонит 20, цемент 80 +

+ опока и цемент 90 вес. ч. + пластмассовые микробаллоны 10 в технической воде через 7 сут. составляет соответственно 108,153. и 59 кгс/см, а в ми- 35

2 нерализованной воде через 7 сут. - col

2 ответственно 105,138 и 69 кг/см, через 150 сут. в технической воде, со, ответственно 122, 134 и 95 кгс/см, в минерализованной иоде соответственно 40

108,99 и 123 кгс/см . !

Результаты исследований при высоких температурах и давлениях также показали, что введением в цементно-аргиллитово-глинистые растворы различных реагентов можно регулировать сроки схватывания.

Полученный тампонажный раствор повышает надежность цементирования скважин при наличии в разрезе поглошающих горизонтов, технических нарушений, а также в скважинах с большой высотой подъема цементного раствора, где применение обычных цементных растворов может привести к гидроразрыву пласта.

Формула изобретения

Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких высокотемпературных скважин, включающая тампонажный портландцемент, облегчающую добавку и глинопорошок, о т— л и ч а ю щ а я с я тем, что, с целью повышения прочности термо- и коррозионной стойкости получаемого. цемент ного камня, в качестве облегчаюшей добавки она содержит вспученный аргиллит при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Там понажный портландцемент 25-72

Вспученный аргиллит 25-70 Глинопорошок 3-5

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Булатов A. И. Цементирование глубоких скважин. М., "Недра", 1964, с. 146.

2. Данюшевский В. С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам.

М., "Недра", 1973, с. 76 (прототи ).

Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких высокотемпературных скважин Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких высокотемпературных скважин Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких высокотемпературных скважин Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких высокотемпературных скважин Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких высокотемпературных скважин 

 

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