SU1190001A1 - Способ приготовлени тампонажного раствора - Google Patents

Способ приготовлени тампонажного раствора Download PDF

Info

Publication number
SU1190001A1
SU1190001A1 SU843713608A SU3713608A SU1190001A1 SU 1190001 A1 SU1190001 A1 SU 1190001A1 SU 843713608 A SU843713608 A SU 843713608A SU 3713608 A SU3713608 A SU 3713608A SU 1190001 A1 SU1190001 A1 SU 1190001A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
increase
water
soda ash
amount
liter
Prior art date
Application number
SU843713608A
Other languages
English (en)
Inventor
Жадикбай Жангабылов
Галина Александровна Александрова
Тулеген Байзакович Байзаков
Юсуп Дюсембаевич Бискалиев
Тамара Александровна Дейкало
Рафиль Хусаинович Иргалиев
Геннадий Николаевич Волошко
Виталий Васильевич Федоров
Original Assignee
Институт Химии Нефти И Природных Солей Ан Казсср
Казахский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
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 Институт Химии Нефти И Природных Солей Ан Казсср, Казахский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности filed Critical Институт Химии Нефти И Природных Солей Ан Казсср
Priority to SU843713608A priority Critical patent/SU1190001A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU1190001A1 publication Critical patent/SU1190001A1/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds

Abstract

СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА путем предварительного введени  в жидкость затворени  кальцинированной соды и последующего затворени  на полученной пульпе цемента, отличающийс  тем, что, с целью увеличени  седиментационной устойчивое и и сроков загустевани  раствора, а также повышени  солестойкости цементного камн , в качестве жидкости затворени  используют воду, содержащую хлормагниевые и хлоркальциевые соли, причем количество кальцинированной соды определ ют по формуле ч 53

Description

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам приготовлени  тампонажных растворов , и может быть- использовано при креплении нефт ных и газовых скважин.
Цель изобретени  - увеличение седиментационной устойчивости и сроков загустевани  раствора, а также повышение солестойкости цементного камн  при применении в качестве жидкости затворени  хлоркальциевых и хлормагниевых пластовых вод.
Пример 1. Готов т тампонажный раствор с технологическими параметрами: плотность 1,8 г/см, врем  загустевани  120 мин, коэффициент водоотделени  0,5, температура 50°С, растекаемость 18 мм, механическа  прочность через 48 ч 3,5 МПа. Вода затворени  - пластова  вода, содержаща  ионов, г/л: НСОз 0,18; 5ОГ 1,63; СГ136,87; Mg2+ 6,8; 11,8; Na 61,2.
Дл  пробного замеса берут 1 л пластовой воды и по формуле
) 53(3Xff 5X2) 60
определ ют потребное количество кальцинированной соды.
По данным химического анализа содержание ионов кальци  и магни  составл ет , г/л: Mg 6,8; Са-+11,8.
Тогда потребна  величина кальцинированной соды 61,3 г/л.
Дл  приготовлени  тампонажного раствора 1 л пластовой воды смешивают с 61,3 г кальцинированной соды, полученную смесь перемешивают в течение 15 мин. На этой суспензии затвор ют цемент.
Полученный раствор имеет растекаемость 180 мм, коэффициент водоотделени  , врем  загустевани  при 50°С равно 130 мин, механическа  прочность 3,5 МПа.
По технологическим параметрам данный раствор соответствует требованию.
Пример 2. Готов т тампонажный раствор с технологическими параметрами: плотностью 1,8 г/см, врем  загустевани  150 мин,
коэффициент водоотделени  0,5, растекаемость 180 мм, температура 90°С, механическа  прочность через 48 ч 3,5 МПа, давление при определении времени загустева5 ни  50 МПа, вода затворени  - пластова  вода.
В 1 л воды сначала раствор ют 0,1% КССБ, а затем добавл ют кальцинированную соду в количестве, как в примере 1.
Полученный таким образом тампонаж0 ный раствор имеет растекаемость 200 мм, коэффициент водоотделени  О, врем  загустевани  при температуре 90°С и давлении 50 МПа 190 мин, механическа  прочность на изгиб при 90°С 4,2 МПа. , Данные параметры тампонажного раствора соответствуют требовани м цементировани  скважин.
Пример 3. Готов т тампонажный раствор с технологическими параметрами: плотность 2,0 г/см, врем  загустевани  180 мин, 0 температура 100°С, механическа  прочность при 100°С через 24 ч 3,7 МПа, растекаемость 190 мм, коэффициент водоотделени  0,5, вода затворени  - пластова  вода.
Дл  приготовлени  тампонажного раствора жидкость затворени  готов т так же, как в примере 2, только КССБ берут в количестве 0,12%.
На полученной суспензии затвор ют цемент , растекаемость полученного раствора 200 мм, плотность 1,8 г/см, коэффициент водоотделени  0. Дл  повышени  плотности к 1 л тампонажного раствора добавл ют 380 г барита. После перемешивани  барита в цементном растворе технологические параметры тампонажной смеси следующие: плотность 2,0 г/см врем  загустевани  180 мин, коэффициент водоотделени  О, механическа  прочность при 100°С через 48 ч 4,1 МПа, растекаемость 190 мм. По технологическим параметрам полученный раствор соответствует требовани м.
В таблице показаны физико-механические свойства цементных растворов,полученных по предлагаемому и известному способам .
1 Известный21
20
Предлагаемый 18
2Известный220,17,5 Предлагаемый200,161,3
3Известный220,127,5 Предлагаемый200,1261,3
0,72
2,5
3,52
50 45 0,75 3,52
0,8 50 50 3,52 0,91 50 130
О
90 ПО 1,2 3,8 0,71 90 130 О 3,8 0,92
0,67
4,1
100 150 О 0,89 4,1 100 180 О

Claims (1)

  1. СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА путем предварительного введения в жидкость затворения кальцинированной соды и по следующего затворения на полученной пульпе цемента, отличающийся тем, что, с целью увеличения седиментационной устойчивое'’и и сроков загустевания раствора, а также повышения солестойкости цементного камня, в качестве жидкости затворения используют воду, содержащую хлормагниевые и хлоркальциевые соли, причем количество кальцинированной соды определяют по формуле
    Λ _ 53(3X1 + 5X2) А--50-------’ где А — количество кальцинированной соды для 1 л жидкости затворения, г;
    Xi — количество ионов кальция в 1 л с воды, г; S
    Хг — количество ионов магния в 1 л воды, г.
    1000611 ns
SU843713608A 1984-03-22 1984-03-22 Способ приготовлени тампонажного раствора SU1190001A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU843713608A SU1190001A1 (ru) 1984-03-22 1984-03-22 Способ приготовлени тампонажного раствора

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU843713608A SU1190001A1 (ru) 1984-03-22 1984-03-22 Способ приготовлени тампонажного раствора

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1190001A1 true SU1190001A1 (ru) 1985-11-07

Family

ID=21108502

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU843713608A SU1190001A1 (ru) 1984-03-22 1984-03-22 Способ приготовлени тампонажного раствора

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1190001A1 (ru)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Финогенов И. С. Реагент из КССБ и кальцинированной соды дл стабилизации тампонажных растворов: Труды Укргнпронефть, 1978, вып. 22, с.73-76. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1213270B1 (en) Well cement fluid loss control additive
US3887009A (en) Drilling mud-cement compositions for well cementing operations
US2961044A (en) Cement compositions and process of cementing wells
RU2057250C1 (ru) Тампонажный раствор для цементирования газонефтяных скважин и способ его приготовления
US2614998A (en) Low water-loss cement slurry
NO854022L (no) Langsomt herdende sementblandinger og anvendelse derav.
RU2186942C1 (ru) Способ приготовления тампонажного состава
SU1190001A1 (ru) Способ приготовлени тампонажного раствора
RU2202033C2 (ru) Тампонажный состав
RU2015155C1 (ru) Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин
SU1654539A1 (ru) Тампонажный раствор
RU2698347C1 (ru) Тампонажная смесь
RU2039206C1 (ru) Тампонажный раствор
SU1661371A1 (ru) Тампонажный раствор
RU2215124C1 (ru) Способ приготовления облегченного тампонажного раствора
RU2151267C1 (ru) Облегченный тампонажный раствор
RU2717854C1 (ru) Утяжеленный тампонажный раствор
SU991028A1 (ru) Тампонажный состав дл изол ции зон поглощений при бурении скважин
SU1125360A1 (ru) Тампонажный раствор
RU2151271C1 (ru) Облегченный тампонажный раствор
US4381034A (en) Zero free water cement composition and method
SU675168A1 (ru) Тампонажный раствор
SU1562428A1 (ru) Состав дл создани пробки в скважине
SU1657616A1 (ru) Ут желенный тампонажный раствор
SU1258987A1 (ru) Тампонажный раствор дл креплени скважины