Тампонажный состав

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, конкретно к области проведения в них изоляционных работ. Технический результат - повышение эффективности изоляционных работ. Тампонажный состав, содержащий цемент, нефть и наполнитель, дополнительно содержит анионный флокулянт Праестол и водопоглощающий полимер АК-639 при следующем соотношении ингредиентов в вес. ч. : цемент 100, нефть 50, наполнитель 5, анионный флокулянт Праестол 0,1-0,2, водопоглощающий полимер АК-639 0,1. 1 табл.

 

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, конкретно к области изоляционных работ в скважинах, имеющих водопроявляющие и поглощающие пласты с высокой интенсивностью, в том числе при наличии интенсивных перетоков в затрубном пространстве в обсаженных скважинах.

Известен тампонажный состав на основе цементного раствора с ускорителем схватывания цементного камня. Однако в условиях наличия интенсивных перетоков пластовых вод по затрубному пространству обсаженных колонной скважин такой состав часто не приносит успеха из-за того, что за колонной он, попадая под воздействие потока протекающих пластовых вод, разбавляется. Его дисперсная фаза выпадает в осадок и уносится потоком в глубину пласта [1].

Известен другой состав, включающий цемент, нефть, наполнитель [2].

Состав проявляет свои закупоривающие свойства при контакте с водой, когда цементные частицы образуют цементный раствор. Однако состав имеет следующие недостатки. После окончания продавки в заколонном пространстве не сразу образуется структура в растворе. В связи с этим поток жидкости размывает цементный раствор, и вновь образуются каналы. Кроме этого, при использовании состава на основе цемента и нефти иногда происходит преждевременное его загущение в НКТ еще до того, как он будет продавлен в пласт из-за попадания в него воды со стенок колонны труб.

Задача изобретения - при контакте цемента, затворенного на нефти, создать вокруг цемента защитную пленку, препятствующую их дроблению, снизить размывание цементного раствора и сократить сроки его структурообразования.

Поставленная задача решается за счет того, что тампонажный состав, включающий цемент, нефть и инертный наполнитель, дополнительно содержит анионный флокулянт Праестол и водопоглощающий полимер АК-639 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Цемент	100
Нефть	50
Инертный наполнитель	5
Анионный флокулянт Праестол	0,1-0,2
Водопоглощающий полимер АК-639	0,1

Сущность изобретения заключается в следующем: при контакте состава с водой нефть отделяется от цемента. Анионный флокулянт образует вокруг частиц цемента защитную пленку. Присутствие водонабухающего полимера ограничивает доступ воды к частицам цемента, поглощая воду между ними.

В комплексе анионный флокулянт АК-639 и водопоглощающий полимер АК-639 при встрече цемента, затворенного на нефти, с водой в скважине обеспечивает протекание процесса образования закупоривающего вещества в более короткие сроки.

В качестве цемента используется цемент для холодных скважин (ГОСТ 1581-91).

Нефть после обезвоживания. Анионный флокулянт Праестол в виде порошка, представляющий собой сополимер акриламида и акрилата натрия. Флокулянт относится к анионному классу. Изготавливается Праестол ЗАО «Полиэкс» компанией «Москва-Штокхаузен-Пермь». Производство сертифицировано по DIN EN ISO-9002.

Водопоглощающий полимер АК-639 в виде порошка изготавливается Саратовским филиалом НИИполимеров.

Оптимальный состав на основе цемента, нефти, анионного флокулянта Праестола и водопоглощающего полимера АК-639 определили на основе лабораторных данных. Исследования проводились путем пропускания состава с разным процентным содержанием ингредиентов через столб воды в стеклянной трубке с последующим замером параметров состава после разбавления его водой. Во всех случаях использовался состав на основе цемента 100 вес.ч. и нефти - 50 вес.частей. Высота водяного столба в трубке при исследованиях всегда устанавливалась в 2 раза больше высоты столба состава из цемента и нефти.

При пропускании состава без анионного флокулянта Праестола и водопоглощающего полимера АК-639 через водяной столб в нижней части трубки образуется разбавленный цементом слой воды. Причем этот слой пропорционален объему пропускаемого через воду состава.

Исходя из полученных данных и поглотительной способности водопоглощающего полимера АК-639 (на 1 г полимера - 30 г воды) была определена оптимальная добавка к получающейся цементной взвеси в воде 0,1% к весу цемента.

Дальнейшие исследования по определению оптимальной добавки анионного флокулянта Праестола производились при добавлении в состав 0,1% водопоглощающего полимера АК-639.

Данные исследований сведены в таблицу.

Таблица
Состав, вес. части	Состояние состава после 2 часов выдержки
Цемент	Нефть	АК-639	Наполнитель	Анион, флокулянт Праестол
100	50	-	5	-	Наличие мутной взвеси
100	50	0,1	5	-	Частичное расслоение состава
100	50	0,1	5	0,03	Сгустки геля
«	«	«	«	0,05	Объем геля составляет от 50 до 70%
«	«	«	«	0,07	Вязкий гель, осадок цемента 10% от объема
«	«	«	«	0,1	Гель равномерный по всему объему
«	«	«	«	0,15	Гель вязкопластичный равномерный
«	«	«	«	0,2	Пластичный гель во всем объеме
«	«	«	«	0,3	Гель не текучий

Полученные данные позволяют определиться в оптимальных добавках анионного флокулянта Праестола к составу: от 0,1 до 0,2 вес.частей по отношению к цементу, принятому за 100 вес.частей.

Минимальная добавка может применяться при ликвидации нарушений (заколонных перетоков) с приемистостью 12 м³/час при давлении 60-80 кг/см². При приемистости скважин 12 м³/час при давлении на устье 5-10 кг/см² должна применяться добавка анионного флокулянта Праестола 0,2 вес.частей по отношению к цементу.

В промысловых условиях проведение изоляционных работ с применением предлагаемого состава производится в следующем порядке. На скважине сосредотачиваются ЦА-320, смесительная машина с цементом (СМН), автоцистерна с нефтью и автоцистерна с продавочной жидкостью. До начала работ в зависимости от количества цемента, запланированного для изоляционных работ, определяется необходимое количество водопоглощающего полимера АК-639 (0,1% от цемента), количество анионного флокулянта Праестола (0,1-0,2% от цемента).

Процесс изоляционных работ начинается с закачки буфера из нефти. Затем начинается затворение на нефти цемента через СМН с откачкой раствора из чанка ЦА-320. В процессе откачки нефтецементного состава в чанок вводится водопоглощающий полимер АК-639 и анионный флокулянт Праестол с учетом производительности, с которой затворяется цемент. После затворения цемента с добавкой водопоглощающего полимера АК-639 и анионного флокулянта Праестола в колонну НКТ закачивается буфер из нефти, и весь состав продавливается в изолируемый интервал пласта.

Преимуществом заявляемого состава перед известным является повышение эффективности изоляционных работ за счет применения более структурированного состава, продавливаемого в пласт или в интервал нарушения за колонной, где происходит переток пластовых вод. Кроме этого состав исключает преждевременное загущение состава в НКТ, если будет по каким-то причинам контакт состава с водой за счет наличия в нем водопоглощающего полимера АК-639.

Литература

1. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин. Москва: Недра, 1979 г. Глава «Изоляция пластов при эксплуатации одной скважины нескольких горизонтов» (стр.240-241).

2. Временная инструкция по исследованию поглощающих пластов и борьбе с поглощением промывочной жидкости при бурении скважин. Москва, 1974 г., стр.151.

Тампонажный состав, содержащий цемент, нефть и наполнитель, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит анионный флокулянт Праестол и водопоглощающий полимер АК-639 при следующем соотношении ингредиентов, вес. ч.:

Цемент	100
Нефть	50
Наполнитель	5
Анионный флокулянт Праестол	0,1-0,2
Водопоглощающий полимер АК-639	0,1