SU1221321A1 - Plugging composition - Google Patents

Plugging composition Download PDF

Info

Publication number
SU1221321A1
SU1221321A1 SU843775982A SU3775982A SU1221321A1 SU 1221321 A1 SU1221321 A1 SU 1221321A1 SU 843775982 A SU843775982 A SU 843775982A SU 3775982 A SU3775982 A SU 3775982A SU 1221321 A1 SU1221321 A1 SU 1221321A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
liquor
water
increase
hardening time
lignosulfonic
Prior art date
Application number
SU843775982A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Анатолий Иванович Булатов
Наум Акимович Мариампольский
Любовь Ивановна Рябова
Александр Артаваздович Аракелян
Владимир Антонович Войтович
Светлана Ефимовна Додонова
Original Assignee
Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам
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 Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам filed Critical Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам
Priority to SU843775982A priority Critical patent/SU1221321A1/en
Application granted granted Critical
Publication of SU1221321A1 publication Critical patent/SU1221321A1/en

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

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Paper (AREA)

Description

1one

Изобретение относитс  к тампо- нажным растворам, используемым дл  креплени  нефт ных, газовых и паро- нагнетательных скважин при температурах до 200 С..The invention relates to tamper solutions used to mount oil, gas and steam injection wells at temperatures up to 200 ° C.

Цель изобретени  - увеличение сроков схватьшани  в интервале температур 160-200 С и увеличение прочности цементного камн .The purpose of the invention is to increase the time of skvvshan in the temperature range of 160-200 C and increase the strength of the cement stone.

Готовили тампонажный раствор пу- тем тщательного перемешивани  цемента с водой затворенй , в которую предварительно введено необходимое количество реагента. По конусу АзНИИ определ ли растекаемость раст вора. Готовый раствор помещали в автоклав и определ ли его сроки схва- тьюани  при определенных услови х.The cement slurry was prepared by thoroughly mixing the cement with shutter water, in which the required amount of reagent was preliminarily introduced. According to the AzNII cone, the spreadability of the plant was determined. The prepared solution was placed in an autoclave and its timing was determined under certain conditions.

Из этого же раствора готовили образцы в виде призм 2«2«10 см. Ко- торые твердели в течение суток. После 24 ч твердени  образцы испытывали на прочность.- Сравнительные результаты приведены в таблице.From the same solution, samples were prepared in the form of prisms 2 2 2 10 10 cm. Which hardened during the day. After 24 hours of hardening, the samples were tested for strength. - Comparative results are shown in the table.

Пример 1. Дл  приготовле- ни  предлагаемого тампонажного раствора 730 г цемента затвор ли 267 мл воды, в которой предварительно раствор ли 3 г СДБ. Помещали раствор в автоклавы и определ ли сроки схваты вани . Через сутки твердени  в заданных УСЛОВИЯХ определ ли прочностExample 1. For the preparation of the proposed cement slurry, 730 g of cement was sealed with 267 ml of water, in which 3 g of DMB was previously dissolved. The solution was placed in autoclaves and the timing of the vanilla was determined. After one day of hardening, under specified conditions, the strengths were determined

71 28,995 0,00571 28,995 0,005

(щелок)(liquor)

73 26,60,«73 26.60, "

(щелок)(liquor)

73 26,70,373 26,70,3

(щелок)(liquor)

71 28,9929 0,007171 28.9929 0.0071

(щелок)(liquor)

72 27,90,1 .72 27.90.1.

(щелок)(liquor)

2320023200

27,5 20027.5 200

27,0 20027.0 200

2520025200

- I 26160- I 26160

321 .321.

тампокажного камн  как среднее арифметическое результатов 4-х независи- t-fbix испытаний.tamper stone as an arithmetic average of the results of 4 independent t-fbix tests.

Остальные опыты проводили аналогично .The rest of the experiments were carried out similarly.

Пример 2. 730 г ШПЦС-200 затвор ли 267 мл воды, в которой предварительно раствор ли 3 г щелока . Результаты испытаний приведены в таблице.Example 2. 730 g of SHPSS-200 were shut off with 267 ml of water, in which 3 g of lye was previously dissolved. The test results are shown in the table.

Лигносульфоновые щелока - это жидкость темно-коричневого цвета плотностью 1,26-1,28 г/см.Lignosulfonic liquor is a dark brown liquid with a density of 1.26-1.28 g / cm.

Лигносульфоновые соединени  известны как замедлители, но наличие в щелоках Сахаров и их производных с фурфуролом преп тствует сбраживанию Сахаров, в результате чего наблюдаетс  эффект.термостойкости реагента , увеличени  замедл ющей способности и повышени  прочности тампонажного камн  с применением щелоков. Кроме того, резкое замедление сроков схватьшани  и уменьшение расхода 4зеагента наблюдаетс  видимо, за счет комплексных соединений, которые образуютс  при взаимодействии реагента с веществами, составл ющими в жущее . Количество сульфоновых щелоков , приход щихс  на 1т целлюлозы, составл ет 8-9 м и  вл етс  неутилизируемым .Lignosulfonic compounds are known as moderators, but the presence of Sugars in liquors and their derivatives with furfurol interferes with the digestion of Sugars, as a result of which the thermal resistance of the reagent is observed, an increase in the retarding ability and an increase in the strength of the cement stone with the use of liquors. In addition, a sharp deceleration of the time of skvdashan and a decrease in the consumption of 4th agent is observed, apparently, due to the complex compounds that are formed during the interaction of the reagent with the substances that make it up. The amount of sulphonic liquors per 1 ton of cellulose is 8-9 m and is non-utilizable.

ТрещинаCrack

- -

4,2 8,94.2 8.9

5,910,05,910,0

4,6 9,84.6 9.8

Claims (1)

ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР, состоящий из вяжущего, замедлителя сроков захватывания и воды, отличающийся тем, что, с целью увеличения сроков схватывания в интервале температур 160-200° С и увели- чения прочности цементного камня, он в качестве замедлителя сроков схватывания содержит лигносульфоновые щелока - отход целлюлозного производства при следующем соотношении компонентов, мас.%:TUMPING SOLUTION, consisting of a binder, retarder of hardening time and water, characterized in that, in order to increase the hardening time in the temperature range 160-200 ° C and increase the strength of cement stone, it contains lignosulfone liquor as a retarder of hardening time - waste pulp production in the following ratio of components, wt.%: Вяжущее 71-73Astringent 71-73 Лигносульфоновые щелока - отход целлюлозного производства 0,0071-0,3Lignosulfone liquor - waste from cellulose production 0.0071-0.3 Вода Остальное причем лигносульфоновые щелока имеют состав, мас.%:Water The rest and lignosulfonic liquor have a composition, wt.%: Лигносульфоновые кислоты Соли сернистой кислоты Соли серной кислоты Сахара Производные сахаров с фурфуролом ВодаLignosulfonic acids Sulfuric acid salts Sulfuric acid salts Sugars Derivatives of sugar with furfural Water 7-107-10 4-64-6 6-8 3,0-3,56-8 3.0-3.5 0,5-2,5 Остальное0.5-2.5 Else
SU843775982A 1984-07-12 1984-07-12 Plugging composition SU1221321A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU843775982A SU1221321A1 (en) 1984-07-12 1984-07-12 Plugging composition

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU843775982A SU1221321A1 (en) 1984-07-12 1984-07-12 Plugging composition

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1221321A1 true SU1221321A1 (en) 1986-03-30

Family

ID=21132841

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU843775982A SU1221321A1 (en) 1984-07-12 1984-07-12 Plugging composition

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1221321A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101659861A (en) * 2008-08-29 2010-03-03 中国石油天然气股份有限公司 Preparation method of petroleum sulfonate oil displacement agent

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Логвиненко С.В. и др. Технологи приготовлени тампонажных растворов повышенной плотности. - РИТС Бурение, 1976, № 12, с. 24-26. Булатов А.И.Тампонажные материалы и технологи цементировани скважин. М.: Недра, 1977, с. 159-160. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101659861A (en) * 2008-08-29 2010-03-03 中国石油天然气股份有限公司 Preparation method of petroleum sulfonate oil displacement agent
CN101659861B (en) * 2008-08-29 2012-12-12 中国石油天然气股份有限公司 Preparation method of petroleum sulfonate oil displacement agent

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3520707A (en) Water reducing and retarding admixtures for portland cement slurries
CN101230257A (en) Method for preparation of lignite resin drilling fluid loss additive
US4219471A (en) Lignosulfonate derivatives
SU1221321A1 (en) Plugging composition
US2856304A (en) Cementitious compositions and method of making the same
Previte et al. Some insights on the mechanism of saccharide set retardation of Portland cement
Milestone The effect of lignosulphonate fractions on the hydration of tricalcium aluminate
RU2060360C1 (en) Tamponage composition
US2684720A (en) Process of drilling wells using lowwater-loss cement slurry
GB1588130A (en) Hydraulic cementitious compositions
US3530081A (en) Process for grouting employing an ironhydroxide polyol setting agent
SU989044A1 (en) Plugging composition for cementing high-temperature oil and gas wells
SU1730118A1 (en) Method of treating drilling mud with carboxymethylcellulose
SU1520235A1 (en) Method of preparing plugging cementing composition
SU1209636A1 (en) Binder
SU1350137A1 (en) Binder
SU1168540A1 (en) Method of preparing asbestos-cement mixture
SU1125358A1 (en) Lightened plugging-back composition
GB2092564A (en) Lowering the viscosity of or liquefying Portland cement mixes
SU1730435A1 (en) Polymer compound
SU899857A1 (en) Plugging composition
SU1654538A1 (en) Grouting compound
SU1432194A1 (en) Lightweight plugging composition
SU1008183A1 (en) Method for preparing raw mix cement slurry
SU1346764A1 (en) Plugging cement composition