Тампонажный раствор для изоляции проницаемых пластов

 

Сущность изобретения: тампонажный раствор содержит мас.%: шпан 4,8 - 5,2; хлорид магния 0,8 - 1,2; хлорид железа 1,8 - 2,2; тетранатриевую соль 2-окси-1,3-пропилендиамин-тетраметиленфосфоновую кислоту 0,8 - 1,2; воду - остальное. Смешивают 10% -ный водный раствор шпана с тетранатриевой солью 2-окси-1,3-пропилендиаминтетраметиленфосфоновой кислоты марки ДПФ-1Н. Готовят водный раствор хлорида магния, в который вводят хлорид железа. Смесь шпана и ДПФ вводят в раствор солей. Перемешивают до получения однородной системы. К. Характеристики тампонажного раствора: улучшаются изоляционные свойства за счет повышения пластической прочности: динамическое напряжение сдвига увеличивается в 10 - 16 раз через 1 мин, 12 - 15 раз через 3 ч; время гелеобразования - в 15 - 16 раз. 2 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности, к тампонажным смесям для изоляции проницаемых пластов, характеризующихся трещиноватыми породами. Цель изобретения улучшение изоляционных свойств за счет повышения пластической прочности и сокращения времени гелеобразования. Гипан используют по ТУ 6-01-166-74, тетранатриевую соль 2-окси-1,3-пропилендиаминтетраметиленфосфоновой кислоты марки ДПФ-1Н по ТУ 6-02-13-20-87, хлорид железа по ГОСТ Ш-59-76, хлорид магния по ГОСТ 4209-07. Получение изолирующего состава связано с протеканием ряда сложных физико-химических процессов. Первоначально при сливании растворов гипана и ДПФ происходит образование высокомолекулярного соединения (ВМС) с разветвленной структурой. При добавлении растворов солей хлорида железа и хлорида магния в результате протекающих ред-окс процессов происходит изменение структуры образовавшегося ВМС с разрывом химических связей и возникновением макрорадикалов, способных рекомбинировать в новые молекуляры ВМС. В результате жидкая полимерная система переходит в прочное гелеобразное состояние. Продукты реакции гидролизируются с образованием жидкой фазы с низкими значениями рН, что интенсифицирует процесс набора прочности гелем и регулирует время завершения гелеобразования в пределах 3-4 ч. Изобретение иллюстрируется следующими примерами. П р и м е р N 1. Для изоляции зоны поглощения, представленной трещиноватой породой, готовят 1 т тампонажного раствора. Смешивают 450 л или 480 кг 10%-ного раствора гипана ( 1060 кг/м3; 48 кг в пересчете на сухое вещество или 4,8 мас.) и ДПФ-1Н в количестве 28,6 л или 37,6 кг 21,25%-го раствора его ( =1314 кг/м3; 8 кг в пересчете на сухое вещество или 0,8 мас.). Готовят растворы солей: для чего в 456,4 л воды последовательно растворяют 8 кг (0,8 мас.) хлорида магния и 18 кг (1,8 мас.) хлорида железа. Затем полученную смесь гипана и ДПФ вводят в приготовленный раствор солей. Компоненты перемешивают до получения однородной полимерной системы. Динамическое напряжение сдвига, характеризующее пластическую, прочность тампонажного состава, равно 127,3 дПа, через 3 ч 170,1 дПа, время гелеобразования состава соответствует 3 ч 05 мин. Раствор представляет собой однородную тиксотропную, текучую жидкость с начальной пластической вязкостью 57,5 Па с, через 3 ч с увеличивающейся за счет структурирования до 87,8 Па с. Состав пригоден для изоляции проницаемых пластов. П р и м е р N 2. Готовят тампонажный раствор следующего состава, мас./кг: Гипан 5,2/52 или 520 кг 10%-го раствора или 490 л Хлорид магния 1,2/12 Хлорида железа 2,2/22 ДПФ-1Н 1,2/12 или 56,5 кг 21,25%-го раствора или 43 л Вода 90,2/902 или с учетом концентрации гипана и ДПФ систему доводят до 1000 кг, приливая 389,5 л воды. Проводят все операции так, как указано в примере N 1. Динамическое напряжение сдвига тампонажного раствора равно 174,1 дПа, через 3 ч 202,5 дПа, время гелеобразования состава соответствует 3 ч 35 мин, что обусловливает возможность закачки состава в проницаемый пласт. Начальная пластическая вязкость 58,5 Па с, через 3 ч увеличивается до 83,4 Па с. Состав однороден, текуч, тиксотропен. П р и м е р N 3. Готовят тампонажный раствор следующего состава, мас./кг: Гипан 5,0/50 или 500 кг 10% -ного раствора, или 472 л Хлорид магния 1,0/10 Хлорид железа 2,0/20 ДПФ-1Н 1,0/10 или 47 кг 21,25%-ного раствора или 35 л. Вода 91/910 или с учетом концентрации гипана и ДПФ систему доводят до 1000 кг, приливая 423 л воды. Проводят все операции так, как указано в примере N 1. Динамическое напряжение сдвига тампонажного раствора равно 196,3 дПа, через 3 часа 220,2 дПа, время гелеобразования состава соответствует 3 ч 15 мин, что обусловливает возможность закачки состава в проницаемый пласт. Начальная пластическая вязкость 55,0 Па с, через 3 ч увеличивается до 79,7 Па с. Состав однороден, текуч, тиксотропен. Для удобства данные по примерам сведены в табл. 1 и 2. Состав позволяет получить однородный, текучий, тиксотропный тампонажный раствор, пригодный для изоляции пласта. По сравнению с прототипом изоляционные свойства раствора улучшаются за счет повышения пластической прочности: динамическое напряжение сдвига через 1 мин увеличивается в 10-16 раз, через 3 ч в 12-15 раз, время гелеобразования в 15-16 раз.

Формула изобретения

ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ, включающий гипан, хлорид магния и воду, отличающийся тем, что, сцул изоляционных свойств за счет повышения пластической прочности и сокращения времени гелеобразования, он дополнительно содержит тетранатриевую соль 2-окси-1,3-пропилендиаминтетраметилен фосфоновой кислоты и хлорид железа при следующем соотношении компонентов, мас. Гипан 4,8 5,2 Хлорид магния 0,8 1,2 Хлорид железа 1,8 2,2 Тетранатриевая соль 2-окси-1,3-пропилендиаминтетраметиленфосфоновая кислота 0,8 1,2
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к использованию тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых 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