Тампонажный состав

 

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано в нефтегазовой промышленности и горном деле для изоляции зон интенсивных водопритоков и поглощений. Технический результат - ускорение сроков схватывания и обеспечение высокой тиксотропности тампонажного состава. Тампонажный состав состоит из цемента, полимерной системы и воды, в качестве полимерной системы используется сшитый акриловый полимер типа АК-639, причем компоненты взяты при следующем соотношении, мас.ч.: цемент 100, сшитый акриловый полимер типа АК-639 0,15 - 0,35, вода 50. Сшитый акриловый полимер АК-639 способен поглощать воду или водные растворы в зависимости от марки, от 100 до 1000 раз превышающий собственную массу, и удерживать их в своей структуре даже при воздействии определенных давлений. 1 табл.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано в нефтегазовой промышленности и горном деле для изоляции зон интенсивных водопритоков и поглощений.

Известен цементно-полимерный тампонажный состав (А.с. N 1609967, БИ N 44, 1990 г., кл. E 21 B 33/138). Указанный состав содержит цемент, полиакриламид, гелеобразователь и воду при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: цемент - 100 полиакриламид - 0,05 - 0,15 хромат или бихромат калия - 0,2 - 0,5 вода - 53,29 - 59,85 Однако, указанный состав не обеспечивает качественного перекрытия проницаемых водоносных пластов при температуре в скважинах от 20oC до 40oC, т. к. у него большие сроки схватывания (более 18 часов). Кроме того, содержание воды в тампонажном составе превышает традиционное на 20%, что ведет к снижению прочности цементного камня.

Ближайшим техническим решением, выбранным авторами за прототип, является тампонажный состав, включающий цемент, полимерную систему, представляющую собой полиакриламид, обработанный сшивающим агентом, например синтетическим кожевенным дубителем, и воду (А.с. N 1439213, кл. E 21 B 33/138, 1988 г.). Раствор состоит из следующих ингредиентов, мас.%: цемент - 64,35 - 64,46 полимерная система: полиакриламид - 0,07 - 0,2 сшивающий агент, например синтетический кожевенный дубитель - 0,02 - 0,06
вода - остальное.

Недостатком данного состава является медленное твердение, от начала до конца сроков схватывания проходит от 3,5 до 4 часов. Кроме того, тампонажный раствор, не обладая тиксотропными свойствами из-за длительного времени процесса гелеобразования в условиях перетока пластовых вод, может размыться и не затвердеть.

Кроме того, в приведенных выше составах используются химические реагенты (хроматы или бихроматы калия, синтетический кожевенный дубитель), которые наносят вред окружающей среде и являются с точки зрения экологии недопустимыми при креплении обсадных колонн, особенно, если они применяются для перекрытия верхних пресных вод.

Задачей изобретения является ускорение сроков схватывания и обеспечение высокой тиксотропности тампонажного состава.

Поставленная задача решается за счет того, что тампонажный состав, включающий цемент, полимерную систему и воду, в качестве полимерной системы содержит сшитый акриловый полимер типа АК-639, причем компоненты взяты при следующем соотношении, мас. ч:
цемент - 100
сшивающий акриловый полимер типа АК-639 - 0,15 - 0,35
вода - 50.

Сшитый акриловый полимер - АК-639 представляет собой порошок белого цвета с размером частиц не более 2 мм, плотность 1150 - 1200 кг/м3, способный поглощать воду или водные растворы в зависимости от марки, от 100 до 1000 раз превышающий собственную массу, и удерживать их в своей структуре даже при воздействии определенных давлений, т.е. указанный полимер является нерастворимым в воде, поглощающим воду сшитым полиакрилатом (ТУ 6-02-00209912-59-96).

Сущность изобретения заключается в том, что во всем объеме цементного раствора рассредоточены отдельные нерастворимые частицы заранее сшитого полиакриламида. Эти частицы отбирают некоторую часть воды, расширяя свою молекулярную структуру ограничено до выпрямления прочных связей молекул. Благодаря отбору воды у состава уменьшаются сроки схватывания и увеличивается тиксотропность.

В то время как у известных тампонажных составов при прокачивании одновременно происходит сшивка молекулярных связей и разрыв их. В результате у состава при продавке к месту изоляции увеличивается растекаемость и ухудшаются тиксотропные свойства.

Предлагаемый тампонажный состав экологически чистый и технологически легко приготавливаемый в условиях буровой, т.к. он 3-компонентный, а известные - 4-компонентные, поэтому для их приготовления нужна дополнительная техника.

Предлагаемый состав обладает мгновенной тиксотропностью, т.е. при перемешивании растекаемость 16 - 18 см (по конусу АзНИИ), а после прекращения перемешивания (через 1 мин) состав превращается в пасту (растекаемость равна 7 - 8 см) по "конусу".

Однако при непланируемой остановке паста легко поддается сдвигу, переходя в подвижное первоначальное состояние, сохраняя свое свойство вновь перейти в пасту при новой остановке.

В таблице приведены составы тампонажных растворов и их технологические параметры.

В таблице в графе "растекаемость" данные представлены в виде дроби, где числитель показывает растекаемость сразу же после перемешивания, а знаменатель характеризует растекаемость после стояния образца в покое в течение 1 мин в конусе АзНИИ.

Пример приготовления тампонажного состава в лабораторных условиях.

Для получения состава использовались следующие вещества:
цемент Котов-Ивановского завода марки ПЦТ для нормальных температур; сшитый акриловый полимер марки АК-639; вода водопроводная общей жесткости 5 - 6 мгэкв/л.

Вначале к сухому цементу добавлялся акриловый полимер, а затем полученная смесь перемешивалась с водой при помощи лабораторной мешалки в течение 6 мин со скоростью 90 - 100 об/мин.

Таким образом был получен тампонажный раствор. В ходе лабораторных испытаний определяли структурно-механические свойства состава, а именно: растекаемость сразу же после приготовления и через 1 ч стояния образца в покое, а затем 1 мин перемешивания; сроки схватывания; прочность цементного камня на стандартных приборах по общепринятой методике.

В промысловых условиях для приготовления раствора в сухой тампонажный цемент добавляют акриловый полимер и тщательно перемешивают, после чего затворяют технической водой. Применение данного раствора обеспечивает улучшение качества крепления и более высокую надежность разобщения пластов за счет тиксотропных свойств.

Механизм тиксотропии можно объяснить образованием относительно больших активных коагуляционных центров вокруг каждой частички акрилового полимера. Очевидно, около каждой частички полимера образуется целый комплекс цементных зерен, облепленных водными оболочками с единым диполем для образования прочных коагуляционных структур.

Поэтому при прекращении движения цементного раствора восстановление связей между этими центрами происходит быстрее, чем этот процесс протекает, когда связи восстанавливаются между многочисленными мелкими центрами - частицами цемента. Этим объясняется эффект тиксотропии.

Предлагаемый тампонажный состав имеет следующие преимущества перед известными:
1. Применение экологически чистых компонентов.

2. Мгновенную тиксотропность.

3. Сокращенные сроки схватывания от начала до конца твердения цементного камня.

4. Простую технологию приготовления.

Использование предлагаемого тампонажного состава позволяет качественно производить ликвидацию интенсивных водопритоков и поглощений в крупнопористых трещиноватых породах, а также цементах обсадных колонн.


Формула изобретения

Тампонажный состав, включающий цемент, полимерную систему и воду, отличающийся тем, что в качестве полимерной системы состав содержит сшитый акриловый полимер типа АК-639, причем компоненты взяты при следующем соотношении, мас.ч.:
Цемент - 100
Сшитый акриловый полимер типа АК-639 - 0,15 - 0,35
Вода - 50б

РИСУНКИ

Рисунок 1



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а именно к тампонажным материалам для изоляции водоносных пластов от нефтяных

Изобретение относится к области нефтедобычи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов
Изобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к изоляции высокопроницаемых обводненных интервалов пласта в добывающих и нагнетательных скважинах

Изобретение относится к составам облегченного тампонажного материала и может быть использовано для цементирования скважин, в том числе при низких температурах до -10°С

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляционных работ в скважине, и направлено на улучшение технологических качеств состава

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов
Изобретение относится к усовершенствованию изоляции водоносных зон с помощью растворов, в состав которых входят производные кремниевой кислоты

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для временной изоляции продуктивного пласта при ремонтно-восстановительных работах в скважине

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при сооружении и ремонте скважинных глубинных анодных заземлений, а также при оценке качества крепления скважин с помощью электрокаротажа

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам, используемым для цементирования скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении изоляционных работ в скважине путем установки цементных мостов балансовым способом

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к области производства специальных цементно-тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин
Наверх