Облегченный тампонажный раствор

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к тампонажным материалам пониженной плотности, и может быть использовано при цементировании скважин. Технический результат - расширение технологических возможностей применения облегченного тампонажного раствора за счет расширения диапазона плотности облегченного тампонажного раствора при сохранении технологических показателей раствора и понижения хрупкости образующегося камня. Облегченный тампонажный раствор включает портландцемент тампонажный, облегченную добавку - алюмосиликатные полые микросферы и жидкость затворения, содержащую ацетоноформальдегидную смолу и 6%-ный раствор хлорида кальция, при следующем содержании компонентов, мас.%: портландцемент тампонажный 48,08-52,08, алюмосиликатные полые микросферы 10,34-14,42, 6%-ный раствор хлорида кальция 36,46-37,75, ацетоноформальдегидная смола 0,19-1,04. 1 табл.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к тампонажным материалам пониженной плотности, и может быть использовано при цементировании скважин.

Известна облегченная тампонажная смесь, включающая тампонажный цемент, продукт флотации золы уноса [А.с. № 1573141, Е 21 В 33/138, Бюл. № 23, 1990 г.].

Недостатком этой смеси является низкая растекаемость, которая находится в пределах 19,0-19,5 см.

Наиболее близким по составу является облегченный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, облегченную добавку - алюмосиликатные полые микросферы и жидкость затворения [патент РФ №2196876, Е 21 В 33/138, Бюл. №2, 2003 г.].

При проведении цементировочных работ при строительстве и ремонте скважин с разными пластовыми давлениями необходим облегченный тампонажный раствор с широким диапазоном плотностей. Известный тампонажный раствор не позволяет получить плотность раствора ниже 1460 кг/м3 или выше 1460 кг/м3 при сохранении технологических показателей раствора и улучшения прочностных показателей образующегося камня.

Технической задачей заявляемого предложения является повышение качества цементирования скважин путем расширения технологических возможностей применения облегченного тампонажного раствора за счет расширения диапазона плотности облегченного тампонажного раствора при сохранении технологических показателей раствора и понижения хрупкости образующегося камня.

Задача решается предлагаемым облегченным тампонажным раствором, включающим портландцемент тампонажный, облегченную добавку - алюмосиликатные полые микросферы

Новым является то, что в качестве жидкости затворения используют раствор, и жидкость затворения. содержащий ацетоноформальдегидную смолу и 6%-ный раствор хлорида кальция, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Портландцемент тампонажный48,08-52,08;
Алюмосиликатные полые микросферы10,34-14,42;
6%-ный раствор хлорида кальция36,46-37,75;
Ацетоноформальдегидная смола0,19-1,04.

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного раствора, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию "новизна" и "изобретательский уровень".

Использовали портландцемент тампонажный марки ПЦТ II-50 по ГОСТ 1581-96, кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77.

Алюмосиликатные полые микросферы выпускаются по ТУ 21-22-37-94 и представляют собой легкий сыпучий порошок серого цвета. Алюмосиликатные полые микросферы получают из водной флотационной фракции золы от сжигания углей на тепловых электростанциях.

Применяемая ацетоноформальдегидная смола представляет собой однородную жидкость от светлого до коричневого цвета по ТУ 2228-006-48090685-2002, марка АЦФ 3М-75.

Облегченный тампонажный раствор готовят следующим образом.

Готовится сухая смесь, состоящая из портландцемента тампонажного и алюмосиликатных полых микросфер, в которую при непрерывном перемешивании добавляется жидкость затворения, приготовленная отдельно и состоящая из ацетоноформальдегидной смолы и 6 % раствора хлорида кальция. Смола тончайшей пленкой покрывает поверхность микросфер и зерен цемента. Результатом этого является хорошая пластификация, снижается хрупкость камня и повышается стойкость к знакопеременным нагрузкам, которым постоянно подвергается цементное кольцо в заколонном пространстве в процессе эксплуатации скважин. Расширяются функциональные возможности облегченного тампонажного раствора за счет расширения диапазона плотности при сохранении технологических показателей раствора и понижения хрупкости образующегося камня.

Определение основных свойств облегченного тампонажного раствора и камня производили при температуре 20±2°С и атмосферном давлении в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 "Цементы тампонажные. Методы испытаний". Водоотдачу определяли через глинистую корку на приборе ВМ-6. Хрупкость образующегося камня определяли как соотношение предела прочности на сжатие к пределу прочности на изгиб.

Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления предложения в лабораторных условиях.

Пример 1.

Пример приготовления облегченного тампонажного раствора следующий (состав 1 таблица): готовится сухая смесь, состоящая из 51,71% мас. портландцемента тампонажного и 10,34% мас. алюмосиликатных полых микросфер. Отдельно приготавливается жидкость затворения, состоящая из 37,75% мас. 6%-ного раствора хлорида кальция и 0,21% мас. ацетоноформальдегидной смолы. Затем на полученном растворе при непрерывном перемешивании затворяется сухая смесь. Далее определяется водоотдача через глинистую корку облегченного тампонажного раствора и одновременно его растекаемость, затем плотность и сроки отверждения. Раствор заливается в формы для определения предела прочности камня на изгиб и сжатие. До времени испытания на изгиб и сжатие образцы хранили в воде при температуре 20±2°С. Образующийся камень испытывали на прочность через 2 суток.

Приготовленный облегченный тампонажный раствор имеет плотность 1600 кг/м3, растекаемость - 22,0 см, водоотдачу - 32 см3 за 30 мин, начало схватывания 4 ч 20 мин, конец - 4 ч 50 мин, предел прочности камня на изгиб через 2 суток составляет 2,42 МПа, а на сжатие - 9,19 МПа, хрупкость составляет 3,80.

Пример 2-15 производят аналогично примеру 1.

Соотношения ингредиентов в облегченном тампонажном растворе, технологические показатели тампонажного раствора и камня предлагаемого состава и прототипа приведены в таблице.

Увеличение массового содержания в растворе портландцемента больше 52,08% и уменьшение содержания ацетоноформальдегидной смолы ниже 0,19 мас.% ведет к увеличению плотности раствора с одновременным ухудшением растекаемости. Уменьшение массового содержания в растворе портландцемента ниже 48,08% ведет к ухудшению прочностных характеристик тампонажного камня, увеличению хрупкости.

Из таблицы видно, что предлагаемый облегченный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, алюмосиликатные полые микросферы, 6%-ный раствор хлорида кальция и ацетоноформальдегидную смолу, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Портландцемент тампонажный48,08-52,08
Алюмосиликатные полые микросферы10,34-14,42
6%-ный раствор хлорида кальция36,46-37,75
Ацетоноформальдегидная смола0,19-1,04,

характеризуется значительным расширением диапазона плотности с 1285 до 1600 кг/м3 при сохранении технологических показателей раствора и пониженным значением хрупкости образующегося камня. В результате повышается качество цементирования скважин путем расширения технологических возможностей применения облегченного тампонажного раствора.

Облегченный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, облегченную добавку - алюмосиликатные полые микросферы - и жидкость затворения, отличающийся тем, что в качестве жидкости затворения используют раствор, содержащий ацетоноформальдегидную смолу и 6%-ный раствор хлорида кальция, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Портландцемент тампонажный48,08-52,08
Алюмосиликатные полые микросферы10,34-14,42
6%-ный раствор хлорида кальция36,46-37,75
Ацетоноформальдегидная смола0,19-1,04



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области строительства скважины и направлено на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при креплении скважин от загрязняющих и кольматирующих действий фильтрата и продуктами гидратации цементного раствора под высоким давлением его закачивания.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при цементировании обсадных колонн. .

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и касается составов тампонажных материалов, используемых при цементировании обсадных колонн в условиях многолетних мерзлых пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проведению работ по разобщению пластов при креплении скважин обсадными колоннами с переменным температурным режимом при строительстве, эксплуатации и капитальном ремонте скважин подземного хранения газа, а также для других изоляционных и блокирующих процессов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи, вследствие чего повышается нефтеотдача.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к тампонажным растворам. .

Изобретение относится к изоляционным работам при бурении и эксплуатации нефтяных, нагнетательных и газовых скважин. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для устранения миграции флюидов в каналах крепи скважин, находящихся в эксплуатации, при простое, консервации.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а также к области строительства, в частности к составу для снижения фильтрационной способности пористых сред, блокирования и ограничения водопритоков через пористые среды, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для изоляции водопритоков в скважину и выравнивания ее профилей приемистости, а также в строительстве для ограничения фильтрации воды в/через строительные конструкции, среды, строительные системы, выполненные из пористого материала.
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к составам изоляционных материалов для крепления скважин и разобщения пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и разведочных скважин и может использоваться для изоляции горизонтов с аномально низкими пластовыми давлениями

Изобретение относится к тампонирующему составу и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважине
Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину и ремонтно-изоляционным работам в нагнетательных и эксплуатационных скважинах высокотемпературных пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции пластов в местах водопритоков с применением тампонажных составов на основе синтетических смол, отверждаемых в пластовых условиях
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к тампонажному составу для изоляции и разобщения зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин в зонах соляного карста или в межсолевых отложениях при наличии гидродинамической связи между ними
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам, предназначенным для ликвидации нефтегазопроявлений по зацементированному межколонному пространству скважин
Наверх