Тампонажный состав
Авторы патента:
Использование: крепление скважин изоляции водоносных пород в скважинах и для укрепления горных и грунтовых вод. Сущность изобретения: тампонажный раствор содержит (маc. ч. ): каустический магнезит 100, хлористый магний 18,9-26,5; щелочной сток производства капролактама 1,0-7,0, вода 44,1-61,7. 1 табл.
Изобретение относится к горному делу, в частности к тампонажным составам, и предназначается для изоляции водоносных пород в скважинах, а также для укрепления горных и грунтовых выработок.
Известен состав, содержащий 50,5-56,0 мас. каустического магнезита; 25,5-27,0% хлорида магния; 5-7% 40%-ного водного раствора хлорида железа и воды до 100% (а.с. СССР N 1513126, кл. Е 21 В 33/138, 1987). Однако указанный состав характеризуется очень высокой вязкостью и короткими сроками твердения, что затрудняет его доставку в изолируемый интервал, особенно в мелкопоровые пласты, а также в пласты, находящиеся на большой глубине. Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности и назначению является тампонажный состав, содержащий следующие ингредиенты: мас. или мас.ч. Каустический магнезит 46,66-49,00 100 Хлористый магний 12,45-15,34 26,24-31,85 Полиакриламид 0,24-0,33 0,40-0,99 Вода до 100 75,29-91,40 (а.с. СССР N 1051232, кл. Е 21 В 33/138, 1982). Однако тампонажный камень, образующийся из известного состава, с течением времени теряет свои прочностные свойства, что не обеспечивает долговременную надежную изоляцию водоносных пород. Кроме того, указанный известный состав характеризуется узким диапазоном показателей растекаемости, а именно растекаемость составляет лишь 100-135 мм. Вследствие этого известный состав может быть использован только для пород с крупными флюидопроводимыми каналами и не пригоден для изоляции мелких каналов и пород с неоднородными по размерам раскрытия каналами. Целью изобретения является улучшение изолирующих свойств состава за счет придания образующемуся из него тампонажному камню способности роста прочности с течением времени в условиях пресных и минерализованных сред при одновременном расширении диапазона показателей растекаемости состава и сохранении при этом у состава высокой седиментационной устойчивости. Цель достигается тем, что известный тампонажный состав, содержащий каустический магнезит, хлорид магния, добавку и воду, в качестве добавки содержит щелочной сток производства капролактама при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч. Каустический магнезит 100 Хлорид магния 18,9-26,5 Щелочной сток производства капролактама 1,0-7,0 Вода 44,1-61,7 Предлагаемый состав отличается от известного использованием другой добавки, а именно щелочного стока производства капролактама (ЩСПК). ЩСПК является отходом при производстве капролактама и представляет собой водный раствор натриевых солей кислых побочных продуктов воздушного окисления циклогексана. ЩСПК представляет собой непрозрачную жидкость темно-коричневого цвета с плотностью 1100-1200 кг/м3, рН 10-13 и температурой застывания -25oС с массовой долей сухого вещества 25-45% натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипат натрия) 18-30% массовой долей циклогексанола не более 0,8% массовой долей циклогексанона не более 0,2% и массовой долей смолы не более 10% Ни из научной и ни из патентной литературы нам неизвестны магнезиальные тампонажные составы, содержащие ЩСПК, что позволяет сделать вывод о том, что предлагаемый состав отвечает критерию "новизна". Достигаемый предлагаемым составом технический результат, а именно нарастание прочности образующегося тампонажного камня во времени и расширение диапазона показателей растекаемости состава, обеспечивается, по-видимому, благодаря следующему. Поскольку ЩСПК в своем составе содержит растворимые соли органических кислот, то при смешивании ЩСПК с каустическим магнезитом, хлоридом магния и водой происходит, по-видимому, взаимодействие этих солей, в частности солей адипиновой кислоты, с двухвалентными катионами магния на поверхности гидратированных зерен каустического магнезита, в результате чего, как мы полагаем, образуются водонерастворимые соединения. Присутствие в ЩСПК смол различной молекулярной массы, вероятно, предотвращает доступ воды в капилляры затвердевшего состава, что препятствует коррозионному действию последней на образующийся камень, а значит, и прочность его растет. Кроме того, добавление ЩСПК в предложенном количественном соотношении к каустическому магнезиту, хлориду магния и воде наряду с указанным выше свойством неожиданно позволило получить тампонажный состав с широким диапазоном показателей растекаемости, что позволяет успешно использовать этот состав в пластах с различными коллекторскими свойствами. Предлагаемый состав был испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления были использованы следующие вещества:щелочной сток производства капролактама (ЩСПК), ТУ 113-03-488-84;
порошки магнезитовые каустические по ГОСТу 1216-87;
магнитный хлористый технический по ГОСТу 7759-73;
вода техническая с жесткостью не более 5 мг-экв/л. Пример. Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях 100 г порошка каустического магнезита затворяли на растворе, предварительно приготовленном смешением 26,5 г хлорида магния и 5,0 г ЩСПК в 61,7 г водопроводной воды. Аналогично готовили другие составы с различными соотношениями ингредиентов. Далее в ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства тампонажного состава: растекаемость, плотность, коэффициент водоотделения, сроки схватывания, а также определяли прочность при изгибе образующегося камня. Сроки схватывания фиксировали на приборе Вика стандартным методом. Величину плотности измерения с помощью пикнометра. Коэффициент водоотделения определяли стандартным способом по ГОСТу 26798.1-85. Прочность на изгиб образующегося из состава камня определяли на стандартном приборе МИИ-100. Данные об ингредиентном содержании заявляемого и известного по прототипу составов и их свойствах приведены в таблице. Данные, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый состав имеет следующие преимущества по сравнению с составом по прототипу:
тампонажный камень, образующийся из предлагаемого состава, характеризуется постоянным ростом прочности во времени в условиях пресных и минерализованных сред, в то время как камень, образующийся из известного состава, таким свойством не обладает и, наоборот, теряет свою прочность со временем;
диапазон показателей растекаемости у предлагаемого состава значительно шире (от 100 до 210 мм), чем у известного состава (100-135 мм);
одновременно с этим предлагаемый состав сохраняет высокую седиментационную устойчивость. Благодаря указанным выше свойствам при использовании предлагаемого состава в горном деле обеспечивается надежная и долговременная изоляция водоносных пород с мелкими и крупными флюидопроводными каналами на любой глубине ствола скважины. Состав может также эффективно использоваться для гидроизоляции водоносных пластов в скважинах, горных выработок и при строительстве грунтовых сооружений. Заявляемый состав экологически безвреден, т.к. не содержит токсичных веществ.
Формула изобретения
Хлорид магния 18,9 26,5
Щелочной сток производства капролактама 1,0 7,0
Вода 44,1 61,7
РИСУНКИ
Рисунок 1
Похожие патенты:
Наддолотный кольмататор // 2065920
Способ изоляции водопритоков с помощью гелирования растворов производных кремневой кислоты // 2065442
Изобретение относится к усовершенствованию изоляции водопритоков заполнением их водно-гелевыми композициями с последующим переходом их в гели
Способ бурения с кольматацией // 2065024
Изобретение относится к способам бурения скважин с одновременным повышением прочности их стенок по отношению к гидроразрыву и снижению гидравлической проницаемости для уменьшения поглощения бурового раствора и увеличения за счет этого нефте- и газоотдачи пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим полимерным составам для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов путем выравнивания профиля проницаемости нагнетательных скважин, селективной изоляции водопритока в добывающие скважины и увеличения охвата пластов заводнением
Способ получения гидроизолирующего состава // 2064570
Состав для изоляции притока вод // 2064569
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притока воды в скважину и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах
Изобретение относится к регулированию разработки нефтяных месторождений физико-химическими методами с использованием теплового воздействия и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности
Состав для изоляции водопритоков в скважине // 2061839
Способ заканчивания горизонтальных скважин // 2061838
Способ получения цемента // 2101246
Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента
Способ подготовки скважины к цементированию // 2102581
Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию
Состав для блокирования водоносных пластов // 2102593
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
Тампонажный раствор // 2103476
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103497
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
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103498
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103499
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
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103500
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
Способ изоляции зон поглощения // 2106476
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин