Тампонажный раствор для изоляции зон поглощения

 

Сущность изобретения: раствор содержит . мас.%: портландцемент 10-62, коагулятор 3,6-7,33, бентонит 2-4. продукт омыления полиакрилонитрильного волокна 1,5-3,0, вода - остальное. В качестве коагулятора используют раствор хлорида кальция или соляной кислоты. Растворяют в воде продукт омыления волокна, на растворе затворяют портландцемент и бентонит, затем добавляют коагулятор. Плотность раствора от 1100 до-1470 кг/м3. Расширение смеси при твердении обеспечивает повышенный тампонирующий эффект. 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)з Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

/ l., ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

1,5 — 3,0

Остальное

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4817649/03 (22) 05.03.90 (46) 23.11.92. Бюл, N 43 (71) Среднеазиатский государственный научно-исследовательский и проектный институт газовой промышленности (72) P.Ä. Пулатов. Б.А. Цой и Т. Султанова (56) Авторское свидетельство СССР

М 413262, кл. Е 21 В 33/13, 1974.

Булатов А.И. и др. Тампонажные материалы. — М.: Недра, 1987, с. 241. (54) ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ 30Н ПОГЛОЩЕНИЯ

Изобретение относится к горной, а точнее . к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в бурении скважин для изоляции зон поглощения жидкости.

Известна смесь для изоляции зон поглощения, включающая гипан, гранулированный магний и соляную кислоту (1).

Наиболее близкой по составу для изоляции зон поглощения является гипаноцементная паста (ГЦП), содержащая портландцемент, гипан, хлорид кальция и воду (2).

Недостатками этих смесей являются низкий закупоривающий аффект вследствие образования тампонирующего материала в количестве 20 — 35% от объема закачанной реакционной смеси из-за выделения свободной воды при взаимодействии компонентов, а также невозможность использования этих смесей для изоляции эон поглощения на скважинах с аномально-высокими пластовыми давлениями вследствие их низкой плотности.

„„. Ж„„1776763 А1 (57) Сущность изобретения: раствор содержит, мас.%: портландцемент 10-62, коагулятор -3,6-7,33, бентонит 2 — 4, продукт омыления полиакрилонитрильного волокна

1,5-3,0, вода — остальное. В качестве коагулятора используют раствор хлорида кальция или соляной кислоты. Растворяют в воде продукт омыления волокна, на растворе затворяют портландцемент и бентонит, затем добавляют коагулятор. Плотность раствора от 1100 до 1470 кг/м . Расширение смеси при твердении обеспечивает повышенный тампонирующий эффект. 1 табл.

Целью изобретения является повышение тампонирующих свойств эа счет придания расширяемости при твердении и одновременном увеличении диапазона плотности раствора.

Поставленная цель достигается тем, что тампонажный раствор для изоляции зон поглощения, включающий портландцемент, структурообразователь, коагулятор и воду, дополнительно содержит бентонит, а в каче, стве структурообраэователя содержит продукт омыления полиакрилонитрильного волокна при следующем соотношении компонентов, мас,%:

Портландцемент 10 — 62

Коагулятор 3,6 — 7,33

Бентонит 2-4

Продукт омыления полиакрилонитрильного . волокна

Вода. 1776763

44

Сопоставительный анализ вышеприведенных смесей показывает, что заявляемый состав соответствует критерию "новизна".

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области позволило выявить в нем признаки, отличающие заявляемое решение от сравниваемых, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "существенные отличия

Пример 1. Готовят раствор, содержащий, мас. (:

Портландцемент 10

Коагулятор 3,6

Бентонит 2

Структурообразователь 1,5

Вода Остальное

Раствор готовят в следующей последовательности. В колбу с водой добавляют структурообразователь, перемешивают в течение 5 мин. Затем к полученному раствору добавляют бентонит и портландцемент, содержимое перемешивают до получения однородного полимерцементного раствора в течение 20-25 мин. В заключении добавляют к раствору коагулятор, перемешивание продолжают не более 1 мин, В результате смешения компонентов образуется загущенная однородная масса с параметрами: плотность 1100 кг/мз, пластическая прочность, измеренная коническим пластометром, — 7,0 кПа, время схватывания при смешении компонентов с коагулятором (образование эагущенной массы) 1 мин.

Пример 2, Готовят раствор, содержащий, мас. :

Портландцемент

Коагулятор

Бентонит

Структурообразователь 1,5

Вода Остальное

Раствор готовят как в примере 1, Образуется однородная загущенная масса с параметрами: плотность 1270 кгlм пластическая прочность 10 кПа, время схватывания 1 мин.

Пример 3. Готовят раствор, содержащий, мас. ф,:

Портландцемент 30

Коагулятор 4,4

Бентонит 3

Структурообразователь 2

Вода Остальное

Смесь готовят как в примере 1. Образуется однородная микроармированная пластическая резиноподобная масса с параметрами; плотность 1270 кг/м, пластическая прочность 10 кПа, время схватывания при смешении компонентов с коагулятором

5 1 мин.

Пример 4. Готовят раствор, содержащий, мас. :

Портландцемент 30

Коагулятор 6,67

10 Бентонит 2

Структурообразовател 3

Вода Остальное

Смесь готовят как в примере 1. Образу15 ется микроармированная пластическая резиноподобная масса как в примере 3.

Плотность 1270 кг/м, пластическая прочность 10 кПа. время схватывания 1 мин.

ll р и м е р 3. Готовят раствор, содер20 жащий, мас., ;

Портландцемент 62

Коагулятор 7,33

Бентонит 4

Структуро25 обраэователь 3

Вода Остальное

Смесь готовят как в примере 1. Образуется микроармированная однородная масса как в примере 3 и 4 с параметрами:

30 плотность 1470 кг/мз, пластическая прочность 15,5 кПа, время схватывания при смешении компонентов с коагулятором 1 мин.

В таблице представлено влияние соотношения компонентов на свойства тампо35 нирующего раствора. Опыты с запредельным содержанием ингредиентов показывают, что в случае меньшего содержания их не удается получить резиноподобную массу, надежно закрывающую поры и

40 трещины поглощающего пласта. Увеличение дозировки компонентов раствора не приводит к улучшению свойств тампонажного раствора.

Тампонирующее действие вышеприве45 денной смеси (полимерцементного раствора — ПЦР) характеризуется двойным физико-химическим эффектом при взаимодействии с коагулятором (с соляной кислотой или хлоридом кальция). При этом

50 тампонирующий эффект смеси проявляется в результате образования гелеобразной массы при коагуляции молекул структурообраэователя под взаимодействием соляной кислоты или хлорида кальция, а присутствие

55 цемента придает тампонирующему материалу прочность и обеспечивает надежное закрытие поровых каналов и трещин зоны поглощения. 8 результате коагуляции полимерный реагент К-9(продукт омыления полиакрилонитрильного волокна), основой

1776763 которого является волокно "Нитрон", как бы восстанавливает свое исходное состояние, превращаясь в тонкую нить, играющую роль микроарматуры в составе образующего тампонирующего материала. Одновременно с этим ПЦР при взаимодействии с коагулятором расширяется в объеме 1.2-1,3 раза, что также является залогом плотного закрытия поровых каналов и трещин зоны поглощения. Свойством образовывать микроарми- 10 рованный тампонирующий материал с одновременным увеличением в объеме обладают только ПЦР на основе полимерного реагента К-9.

Отличительные признаки предлагаемого решения и прототипа заключаются в том, что в состав прототипа в качестве одного из компонентов входит реагент "Гипан", получаемый омылением ПАН, а одним из основных компонентов предлагаемого изобретения является реагент К-9, получаемый омылением волокна "Нитрон", в состав которого помимо ПАН входит еще и итаконовая кислота, и в результате полимераналогичного превращения после окончания омыления волокна "Нитрон" в состав К-9 входит метакрилат.

Кроме того, преимуществом предлагаемого решения над другими смесями, в частности над прототипом, является увеличение пластической прочности. В лабораторных исследованиях было установлено, что пластическая прочность полученной тампонирующей массы по предлагаемому изобретению составляет после образования прочной резиноподобной массы — 15 кПа, что превышает пластическую прочность гипаноцементной пасты по прототипу (максимальная прочность — 4,5 кПа).

Порядок приготовления ПЦР заключается в следующем.

Например, в условиях буровой 1 м ПЦР с плотностью 1600 — 1650 кг/м и растекаез мастью 23 см по конусу АзНИИ приготавливается следующим образом (при этом В/Ц

= 0,85 — 0,87): в 500 л воды (пресная, техническая или пластовая) растворяется 200-250 кг 10)(,-ного технологического продукта или

20-25 кг (в пересчете на сухое вещество) структурообразователя путем смешивания на гидромешалке в течение 5 — 10 мин, затем добавляется 30 кг бентонита и 800 кг тампонажного цемента и интенсивно перемешивается до получения однородного полимерцементного раствора (20 — 25 мин).

Контроль за параметрами ПЦР производится стандартными приборами лаборатории глинистых растворов или цементных растворов, а регулирование тех или иных параметров — путем изменения количественного

50 содержания одного или другого компонента, составляющего ПЦР.

Например, для повышения плотности и вязкости необходимо снизить показатель водоцементного фактора (В/Ц) и наоборот и т. д, Для получения ПЦР с плотностью 19502000 кг/м показатель В/Ц должен равняться 0,37-0,4 и в условиях буровой 1 м приготавливается следующим образом; в

300 л воды растворяется 250 кг 10 -ного технологического продукта или 25 кг (в пересчете на сухое вещество) полимерного реагента К-9 путем смешения на гидромешалке (глиномешалке) в течение 57 мин, затем добавляется 30 кг бентонита и

1400 кг тампонажного цемента и интенсивно перемешивается до получения однородного ПЦР (20 — 25 мин). При этом получается

ПЦР с растекаемостью по конусу АзНИИ, равной 18 — 19 см.

Порядок проведения работ по ликвидации поглощений жидкости с использованием ПЦР заключается в следующем:

1. При обнаружении поглощения жидкости в процессе бурения необходимо бурильные трубы приподнять до выхода квадрата (рабочей трубы) или же в целях предотвращения выбросов газа или высоконапорной пластовой воды после неожиданного катастрофического поглощения заливочный агрегат (ЦА-320 или АН-700) необходимо подсоединить через задвижку на стояке, не отворачивая рабочую трубу (квадрат).

2. Порядок проведения работ при последовательной закачке компонентов смеси через бурильную колонну следующий: а) после предварительной опрессовки нагнетательной линии необходимо приступить к закачке 12; -ного раствора соляной кислоты или 20 -ного раствора хлорида кальция. Объем соляной кислоты или хлорида кальция принимают в количестве 0.5 — 2,0 м на 1 м поглощающего интервала в зависимости от интенсивности поглощения (в . каждом конкретном случае объем соляной кислоты или хлорида кальция уточняется); б) после закачки соляной кислоты или хлорида кальция без остановки начинается закачка буферной жидкости из реагента

ПАНГП, основной задачей которой является разделение раствора соляной кислоты или хлорида кальция от эакупоривающего полимерцементного раствора, чем исключается преждевременная реакция между компонентами. Объем буферной жидкости определяется в зависимости от диаметра ствола скважины и глубины поглощающего интервала и обычно составляет в пределах 1.5-3,0

Э.

1776763

Отношение образ. масс к объему раствора

Плот- . ность, кг/м

Время образ, резинопод. массы, мин

Пластическая прочность, кПа

Структурообразователь

Бентонит

Концентрированная соляная кислота

Цемент Вода

Хлорид кальция

1,5

2,0

82,9

81,0

78.6

3,6

4,0

4,4

1100

1,0

1,2

1,3

7,5

8,2

80.5

78,33

1,5

6,67

1100

6,9

7,3

1,0

1,2 в) затем начинается закачка закупоривающей жидкости (полимерцементного раствора). Расход закупоривающей жидкости принимают в объеме 0.5-1,5 м из расчета

3 на 1 м вскрытой части поглощающего интер- 5 вала и плюс 10 м на "стакан" также в зависимости от диаметра ствола скважины;

r) после закачки расчетного объема закупоривающей жидкости и эадавки ее в поглощающую зону расчетным объемом 10 продавочной жидкости, бурильный инструмент приподнимают на безопасную отметку с целью предотвращения прихвата.

3. Порядок проведения работ при параллельной закачке компонентов смеси 15 (ПЦР и Щ-ной соляной кислоты или 20 ного хлорида кальция) через бурильную колонну и кольцевое пространства (между бурильной колонной и стенкой скважины) следующий: 20 а} после предварительной опрессовки нагнетательной линии необходимо присту-. пить к закачке через бурильную колонну буферной жидкости из реагента ПАНГП в объеме 15 м и 127;-ной соляной кислоты 25 или 20 -ного раствора хлорида кальция из расчета 0,5-1,0 м на 1 м поглощающего з интервала, затем еще буферной жидкости иэ реагента ПАНГП в объеме 1,5 мэ, после чего закачать расчетный обьем продавоч- 30 ной жидкости для доставки соляной кислоты или раствора хлорида кальция в зону поглощения: б) параллельно с закачкой соляной кислоты или раствора хлорида кальция через 35 бурильную колонну в кольцевое пространство между бурильной колонной и стенкой скважины приступают к закачке буферной жидкости иэ реагента ПАНГП в объеме 1 м и полимеуцементного раствора из расчета 40 0.5-1,5 м на 1 и поглощающего интервала, затем еще буферной жидкости из реагента

ПАНГП в объеме 1,0 м, которые продавливаются в зону поглощения расчетным обьемом продавочной жидкости; 45

Состав тампонажного аство а. мас в) скорости закачки компонентов через бурильную колонну и кольцевое пространство рассчитывают таким образом, чтобы оба компонента достигли зоны поглощения одновременно с последующим их смешением и образованием на забое скважины резиноподобного тампонирующего материала;

r) вытесняемый при параллельной закачке компонентов смеси буровой раствор из бурильной колонны и кольцевого пространства уходит в зону поглощения; д) после проведения этих операций бурильный инструмент приподнимают на безопасную отметку с целью предотвращения прихвата.

4, Устье скважины закрывается и составляет на 24 ч для формирования тампонирующего материала, образуемого при взаимодействии соляной кислоты или раствора хлорида кальция с ПЦР. По истечении этого времени производится проверка результатов проведенных работ, При получении отрицательного результата операции повторяются.

Формула изобретения

Гампонажный раствор для изоляции зон поглощения, включающий портландцемент, структурообразователь, коагулятор и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения тампонирующих свойств за счет придания расширяемости при твердении и одновременном увеличении диапазона плотности раствора, он дополнительно содержит бентонит, а в качестве стоуктурообразователя — продукт омыления полиакрилонитрильного волокна при следующем соотношении компонентов, мас. ;

Портландцемент 10 — 62

Коагулятор 3,6 — 7,33

Бентонит 2-4

Продукт омыления полиакрилонитрильного волокна 1,5-3,0

Вода Остальное

1776763

Продолжение т а б л и ц ы

Корректор С.Патрушева

Составитель Б.Цой

Техред М.Моргентал

Редактор

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 4104 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета ио изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб.,4/6

Тампонажный раствор для изоляции зон поглощения Тампонажный раствор для изоляции зон поглощения Тампонажный раствор для изоляции зон поглощения Тампонажный раствор для изоляции зон поглощения Тампонажный раствор для изоляции зон поглощения 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано в процессе бурения разведочных и эксплуатационных скважин и при проведении изоляционно-восстановительных работ при капитальном ремонте скважин

Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента

Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию

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

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

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

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин
Наверх