RU2202033C2 - Тампонажный состав - Google Patents

Тампонажный состав Download PDF

Info

Publication number
RU2202033C2
RU2202033C2 RU2001116810/03A RU2001116810A RU2202033C2 RU 2202033 C2 RU2202033 C2 RU 2202033C2 RU 2001116810/03 A RU2001116810/03 A RU 2001116810/03A RU 2001116810 A RU2001116810 A RU 2001116810A RU 2202033 C2 RU2202033 C2 RU 2202033C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cement
sulfur
grouting composition
pyrite
cement stone
Prior art date
Application number
RU2001116810/03A
Other languages
English (en)
Inventor
В.Н. Павлычев
В.Г. Уметбаев
Н.В. Прокшина
Л.Д. Емалетдинова
Р.М. Назметдинов
Original Assignee
Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества АНК "Башнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества АНК "Башнефть" filed Critical Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества АНК "Башнефть"
Priority to RU2001116810/03A priority Critical patent/RU2202033C2/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2202033C2 publication Critical patent/RU2202033C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании скважин в сероводородной среде. Тампонажный состав содержит, мас.%: портландцемент - 59,0-65,0; серу или пирит - 3,0-12,0 и 5-10%-ный раствор CaCl2, или 5-10%-ный раствор твердого отхода производства соды, или воду в качестве жидкости затворения. Технический результат - обеспечение высокого качества цементного камня в условиях сероводородной агрессии, изготовление по упрощенной технологии из доступного сырья. 2 з.п.ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к тампонажным составам и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при цементировании нефтяных и газовых скважин в условиях сероводородной агрессии.
Известен тампонажный раствор, в состав которого входит портландцементный клинкер (85-90 мас.%), ингибирующая добавка (обожженный магнезит (10-15 мас. %) и жидкость затворения (Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам М.: Недра, 1973, с.125).
Недостатком этого тампонажного раствора является низкая стойкость цементного камня к сероводородной агрессии.
Наиболее близким по составу и технической сущности к изобретению является тампонажный состав, содержащий портландцементный клинкер, ингибирующую добавку и жидкость затворения, в качестве жидкости затворения состав содержит 5-10%-ный водный раствор MgSO4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Портландцементный клинкер - 56,0-63,0
Ингибирующая добавка - 6,0-11,0
5-10%-ный водный раствор MgSO4 - 31,0-33,0
При этом ингибирующая добавка содержит модифицированный серой окерманит Ca2MgSi2O6S, мервинит Ca3MgSi2O7S и белит Са2SiO3S, а также сульфид кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Окерманит Ca2MgSi2O6S - 12,6-60,9
Мервинит Ca3MgSi2O7S - 12,3-58,7
Белит Ca2SiO3S - 15,9-16,6
Сульфид кальция CaS - 9,2-12,8
Ингибирующую добавку получают по низкотемпературной солевой технологии обжигом при 1000-1150oС в восстановительной среде углерода. В качестве активатора минералообразования используется FеS2 или MgSO4 [Авт. св. 1148975, Е 21 В 33/138, oпубл. 07.04.85].
Недостатками известного состава являются:
- многокомпонентность и сложность приготовления ингибирующей добавки;
- низкая коррозионная стойкость цементного камня (ККс = 0,85) для 7-и суточного пребывания образцов в сероводородной среде;
- низкая исходная (2-суточная) прочность на изгиб образцов цементного камня.
Таким образом, известный тампонажный состав не обладает свойствами, позволяющими широко использовать его в промысловых условиях для ремонтно-изоляционных работ в сероводородной среде.
Исходя из вышеизложенного, возникает проблема создания коррозионно-стойкого тампонажного состава из доступного сырья по упрощенной технологии.
Технический результат - изменение качественных характеристик тампонажного состава, в частности повышение прочностных и адгезионных характеристик, а также увеличение стойкости к длительному воздействию агрессивной сероводородной среды.
Указанный технический результат достигается тем, что известный тампонажный состав, включающий неорганическое вяжущее, ингибирующую добавку и жидкость затворения, согласно изобретению в качестве ингибирующей добавки он содержит серу или пирит при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Неорганическое вяжущее - 59,0-65,0
Сера или пирит - 3,0-12,0
Жидкость затворения - 29,0-32,0
В качестве неорганического вяжущего тампонажный состав может содержать портландцемент.
В качестве жидкости затворения тампонажный состав может содержать 5-10%-ный водный раствор СаСl2, или 5-10%-ный водный раствор твердого отхода производства соды, или воду.
В предлагаемый тампонажный состав входят:
- сера, молотая для резиновых изделий и каучуков определенного гранулометрического состава по ГОСТ 127.4-94;
- пирит - твердый порошок коричневого цвета по ГОСТ 444-75Е;
- портландцемент марки ПЦТ-ДО-50 по ГОСТ 1581-96;
- водный раствор твердого кальция хлористого по ГОСТ 450-77;
- водный раствор твердого отхода содового производства по ТУ 2152-019-00204872-95 состав, мас. %: CaCl2 - 62-72; NaCl - 27-37; CaSO4 - 0,6-0,9; Са(ОН)2 - 0,1-0,4.
Сущность данного технического решения заключается в том, что в качестве ингибирующей добавки применяется порошкообразный пирит или сера, которые вводятся в цемент перед его затворением. Это позволяет готовить коррозионно-стойкий цемент непосредственно на промысле перед цементированием нефтяной скважины. Антикоррозионное действие пирита обусловлено тем, что его присутствие в порах цементного камня предотвращает либо ограничивает диссоциацию молекул сероводородной кислоты (H2S) образованием гидросульфид-иона (HS-) и, соответственно, гидросульфида кальция Са(НS)2 - растворимого в поровой жидкости вещества. Тем самым обеспечивается термодинамическое равновесие между кальцием в кристаллической решетке и в поровой жидкости. Таким образом, пирит предохраняет от разрушения кристаллическую решетку цементного камня.
Действие серы, как ингибитора коррозии цементного камня, обусловлено ее гидрофобным свойством по отношению к агрессивной среде, что повышает непроницаемость цементного камня.
Добавки солей в воду затворения позволяют регулировать реологические свойства цементного раствора, структурообразование цементного камня, а также использовать предлагаемый состав в условиях низких температур (от -5 до +5oС).
Известно, что СаСl2 снижает растекаемость и время схватывания цементного раствора, при этом повышает исходную прочность цементного камня. Отход содового производства представляет собой удачное сочетание ускорителя (СаСl2) и замедлителя (NaCl) схватывания цементного раствора. Помимо вышеизложенного, СаСl2 оказывает внутрипоровое ингибирующее действие на цементный камень, так как СаС12 в поровой жидкости по своей химической природе более активен по отношению к сероводороду, чем Са(ОН)2, попадающий в поровую жидкость в результате гидролиза твердой фазы цементного камня. В результате взаимодействия CaCl2 и H2S образуется труднорастворимое вещество - сульфид кальция (CaS), который, оседая в поровом пространстве цементного камня, не занятого серой или пиритом, также препятствует диффузному проникновению сероводорода в глубь камня.
Для определения свойств цементного камня в сероводородсодержащей среде были проведены опыты, режимы и технология которых приведены ниже.
Пример. Для исследования стойкости цементного камня к агрессивной среде были изготовлены образцы - балочки размером 2,0х2,0х10,0 см. Образцы до помещения их в агрессивную среду твердели в воздушно-влажных условиях. По истечении 2-х суток твердения в воздушно-влажной среде образцы разделяли на две части. Одну из них (контрольную) оставляли твердеть в пресной воде. Вторую часть образцов помещали в специально изготовленные из нержавеющей стали контейнеры и спускали в скв. 4100 НГДУ Южарланнефть на глубину 300 м. То есть в интервал залегания сероводород-содержащей артинской воды с концентрацией H2S 300 мг/л.
В процессе эксперимента через определенное время (3 мес.) образцы цементного камня извлекались из скважины, а контрольные - из водопроводной воды. Проводилось визуальное наблюдение за их состоянием и определялись их прочностные характеристики (прочность на изгиб, сжатие). На основании полученных характеристик рассчитывались коэффициенты коррозионной стойкости (ККс) и хрупкости (Кхр) цементного камня. ККс определялся как отношение прочности на изгиб (σизг) образцов, извлеченных из скважины с сероводородной пластовой водой, к аналогичному показателю для контрольных образцов, ККс является критерием сравнительной стойкости цементов. Цемент признается стойким к агрессии и долговечным при величине ККс, равной или более 0,8; менее 0,8 считается нестойким в данной среде. Кхр определялся как отношение прочности на сжатие (σсж) к прочности на изгиб (σизг) Чем ниже эта величина, тем выше пластичность и ниже трещиноватость цементного камня. Значения Кхр в пределах 2-5 характеризуют надежность и долговечность цементного камня.
Результаты испытаний цементного раствора и цементного камня по ГОСТ 1581-96 приведены в прилагаемой таблице. Полученные данные свидетельствуют о том, что предлагаемый состав на основе портландцемента, ингибиторов коррозии (пирита или серы) в интервале концентраций 3,0-12,0 мас.% обеспечивает хорошие технологические свойства цементного раствора (растекаемость - от 16 до 22 см, время схватывания - от 1 до 3 ч) и высокую коррозионную стойкость цементного камня в течение 12 мес. его пребывания в сероводородсодержащей пластовой воде (ККс равен 0,85-1,05). При этом цементный камень проявляет свойства пластичного материала (Кхр составляет 2,73-3,90). Добавка СаС12 в воду затворения снижает время схватывания цементного раствора и повышает его исходную прочность, отход содового производства существенным образом увеличивает адгезию цементного камня к породе, цементу и металлу.
Таким образом, предлагаемый тампонажный цементный состав обеспечивает хорошие технологические свойства цементного раствора, высокие прочностные, адгезионные свойства цементного камня, а также его надежность и долговечность в условиях агрессивной сероводородсодержащей пластовой воды. Тампонажный состав готовят по упрощенной технологии из доступного сырья.

Claims (2)

1. Тампонажный состав, включающий неорганическое вяжущее, ингибирующую добавку и жидкость затворения, отличающийся тем, что в качестве ингибирующей добавки он содержит серу или пирит при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Неорганическое вяжущее - 59,0-65,0
Сера или пирит - 3,0-12,0
Жидкость затворения - 29,0-32,0
2. Тампонажный состав по п.1 отличающийся тем, что в качестве неорганического вяжущего он содержит портландцемент.
3. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве жидкости затворения он содержит 5-10%-ный водный раствор CaCl2, или 5-10%-ный водный раствор твердого отхода производства соды, или воду.
RU2001116810/03A 2001-06-15 2001-06-15 Тампонажный состав RU2202033C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001116810/03A RU2202033C2 (ru) 2001-06-15 2001-06-15 Тампонажный состав

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001116810/03A RU2202033C2 (ru) 2001-06-15 2001-06-15 Тампонажный состав

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2202033C2 true RU2202033C2 (ru) 2003-04-10

Family

ID=20250897

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001116810/03A RU2202033C2 (ru) 2001-06-15 2001-06-15 Тампонажный состав

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2202033C2 (ru)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2447123C1 (ru) * 2011-03-18 2012-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Тампонажный материал для цементирования скважин с большим газовым фактором
RU2524771C1 (ru) * 2013-01-10 2014-08-10 Лонест Холдинг Корп. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор
RU2544035C1 (ru) * 2014-04-02 2015-03-10 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Бетонная смесь
CN110130977A (zh) * 2019-05-16 2019-08-16 中国煤炭地质总局勘查研究总院 一种煤基固废注浆填充系统和注浆的方法
RU2743917C1 (ru) * 2020-05-12 2021-03-01 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" Способ мониторинга качества и герметичности цементирования скважины

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2447123C1 (ru) * 2011-03-18 2012-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Тампонажный материал для цементирования скважин с большим газовым фактором
RU2524771C1 (ru) * 2013-01-10 2014-08-10 Лонест Холдинг Корп. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор
RU2544035C1 (ru) * 2014-04-02 2015-03-10 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Бетонная смесь
CN110130977A (zh) * 2019-05-16 2019-08-16 中国煤炭地质总局勘查研究总院 一种煤基固废注浆填充系统和注浆的方法
RU2743917C1 (ru) * 2020-05-12 2021-03-01 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" Способ мониторинга качества и герметичности цементирования скважины

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Justnes A review of chloride binding in cementitious systems
CN111566069B (zh) 作为胶凝矿物掺合料的添加剂的水泥添加剂材料的组合物,及用作潜在水硬性粘合剂以提高胶凝产品的效果
RU2026959C1 (ru) Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин
US4118242A (en) Process for manufacturing concrete of high corrosion resistance
US2614998A (en) Low water-loss cement slurry
US8944166B2 (en) Composition and methods to prevent corrosion by CO2 on cement composition
MX2013013234A (es) Composiciones fraguables que contienen metacaolin que tienen un contenido reducido de cemento portland.
KR101042657B1 (ko) 해양 콘크리트용 혼합재 및 이를 이용한 시멘트 조성물
CN105601141B (zh) 一种油井水泥用膨胀剂及其制备方法
RU2202033C2 (ru) Тампонажный состав
Islam et al. Strength behavior of concrete using slag with cement in sea water environment
RU2471843C1 (ru) Сероводородостойкий тампонажный раствор
RU2563466C2 (ru) Ремонтно-изоляционный, тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ "quick-stone"
Woodland et al. Evaluation of the Effect of Water Hyacinth Ash (WHA) as an Additive on Local Portland Cement for Oil Well Cementing
Franke et al. Study on Calcium Nitrate impact on Carbonation of Concrete
RU2717317C1 (ru) Тампонажный материал
KR101804711B1 (ko) 슬래그 미분말 유리질 피막 활성화제 조성물
CA2545810C (en) Cementitious composition for use in elevated to fully saturated salt environments
RU2630824C1 (ru) Ремонтно-изоляционный тампонажный состав
SU1629485A1 (ru) Тампонажный цемент
RU2763195C1 (ru) Основа утяжеленного термостойкого тампонажного раствора
KR101624521B1 (ko) 내구성이 증진된 시멘트 조성물
RU2681163C2 (ru) Магнезиальный тампонажный материал
RU2698347C1 (ru) Тампонажная смесь
RU2617763C1 (ru) Тампонажная магнезиально-карналлитовая смесь

Legal Events

Date Code Title Description
PC4A Invention patent assignment

Effective date: 20061108

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20100616