Результат интеллектуальной деятельности: ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к тампонажным составам для изоляции и разобщения зон поглощений технологических жидкостей при бурении и креплении низкотемпературных скважин в интервалах интенсивного движения пластовых вод, в том числе в зонах соляного карста.

Известен тампонажный материал для изоляции водопритоков в эксплуатирующихся скважинах, содержащий, мас %: гипсоглиноземистый или напрягающий цемент - 55-65; модифицированную ПАВ углеводородную жидкость - остальное (Патент РФ №2139985, кл. Е21В 33/138, опубл. 1999 г.).

Недостатком указанного известного материала являются длительные сроки схватывания даже при твердении в условиях нормальной температуры, а цементный камень известного тампонажного материала, полученного затворением цемента углеводородной жидкостью, не обеспечивает формирование адгезионной связи цементного камня с горными породами стенок скважины. Указанные недостатки известного тампонажного материала не позволяют эффективно использовать его при ликвидации поглощений в зонах соляного карста и интенсивного движения пластовых вод в условиях низких положительных температур.

Также известен тампонажный цемент для низкотемпературных скважин «Аркцемент», содержащий, мас.%: портландцемент - 48-80; гипс и/или глиноземистый цемент - 20-50; противоморозную добавку - хлористую соль щелочного или щелочноземельного металла - 4-6; пластификатор - 0,15-0,7 от массы тампонажного цемента (Патент РФ №2144977, кл. Е21В 33/138, опубл. 2000 г.).

Однако тампонажные материалы, приготовленные из этого цемента, характеризуются длительными сроками схватывания и продолжительным временем между его началом и окончанием. Разбавление же раствора известного тампонажного материала пластовой водой в зоне поглощения приводит к образованию смесей, характеризующихся запредельными сроками загустевания и схватывания. По этим причинам известный цемент не может быть использован для приготовления тампонажного материала для результативного проведения изоляционных работ в скважинах в указанных выше условиях.

По совокупности признаков и назначению наиболее близким к заявляемому техническому решению является тампонажный состав для изоляции зон поглощений при бурении скважин, содержащий гипсовое вяжущее, порошок магнезитовый каустический, хлористый магний и воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

(Патент РФ №.2273724, кл. Е21В 33/138, опубл. 2006 г.).

Высокая эффективность применения этого известного состава связана с тем, что при смешивании его с водами, находящимися в поглощающем пласте, образуется быстросхватывающаяся смесь (БСС), эффективно закупоривающая каналы и трещины и, тем самым, обеспечивающая создание надежного изоляционного экрана в околоствольном массиве горных пород.

Существенным недостатком указанного известного тампонажного состава является невысокая эффективность применения его в условиях низких положительных температур (4-10°С) по причине увеличенных сроков загустевания и схватывания как самого состава, так и его смесей с водами, находящимися в поглощающем пласте.

Кроме того, формирующийся из указанного состава цементный камень имеет ограниченную водостойкость, что со временем может привести к разрушению изоляционного экрана и возобновлению поглощения технологических жидкостей в скважине. Отмеченные недостатки препятствуют широкому применению известного состава при ликвидации поглощений в скважинах.

Задача предлагаемого изобретения - расширение области применения тампонажных составов на основе гипсовых вяжущих материалов и повышение эффективности проводимых с их использованием работ в более широком диапазоне температур за счет сокращения сроков загустевания и схватывания как самого тампонажного состава, так и его смесей с пластовыми водами в интервалах ствола скважины с низкими положительными температурами, а также за счет повышения водостойкости формирующегося цементного камня.

Технический результат, обеспечиваемый предлагаемым изобретением, заключается в придании тампонажному составу и его смеси с водой приемлемых для производства работ сроков загустевания и схватывания в условиях пониженных положительных температур до 6°С при одновременном повышении водостойкости сформировавшегося цементного камня.

Указанный технический результат достигается заявляемым тампонажным составом для изоляции зон поглощений технологических жидкостей при бурении скважин, содержащим гипсовое вяжущее, порошок магнезитовый каустический, хлористый магний и воду, при этом он дополнительно содержит гипсоглиноземистый расширяющийся цемент при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

В качестве хлористого магния в тампонажном составе используют бишофит.

Отличительными признаками заявляемого состава от состава по прототипу является наличие в нем гипсоглиноземистого расширяющегося цемента (далее ГТРЦ), а также иное количественное соотношение используемых ингредиентов.

Достижение указанного технического результата, по-видимому, обеспечивается не только за счет ускоренного схватывания состава, содержащего ГГРЦ, но и за счет образования низкоосновных гидросульфоалюминатов и гидрохлоралюминатов кальция. Это обуславливает повышенную скорость структурообразования исходного состава и смеси его с пластовой водой, а также длительную водостойкость образующегося цементного камня. Благодаря указанным свойствам предлагаемый состав может безопасно и эффективно применяться при ликвидации поглощений технологических жидкостей при низких положительных температурах до 6°С в условиях длительного воздействия на сформировавшийся цементный камень подземных вод.

Для приготовления предлагаемого тампонажного состава используются следующие вещества:

- гипсовое вяжущее марки Г-7 по ГОСТ 125-79;

- порошок магнезитовый каустический марки ПМК-83 по ГОСТ 1216-87;

- гипсоглиноземистый расширяющийся цемент по ГОСТ 11052-74;

- хлористый магний технический по ТУ 2152-018-00203944-97 (взамен хлористого магния может быть использован бишофит по ТУ 2152-063-00209527-99);

- вода техническая.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для приготовления предлагаемого тампонажного состава готовят отдельно сухую тампонажную смесь и жидкость затворения. Сухую тампонажную смесь готовят путем смешивания 50,02 г гипсового вяжущего марки Г-7, 7,82 г гипсоглиноземистого расширяющегося цемента и 4,69 г порошка магнезитового каустического марки ПМК-83. С использованием водного раствора хлористого магния готовят жидкость затворения, состоящую из 7,98 г хлористого магния и из 29,49 г воды. Затем сухую тампонажную смесь затворяют приготовленной жидкостью затворения, перемешивают в течение трех минут и получают состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:, гипсовое вяжущее 50,02; гипсоглиноземистый расширяющийся цемент 7,82; порошок магнезитовый каустический 4,69; хлористый магний 7,98 и вода 29,49.

Предлагаемые тампонажные составы с другим содержанием ингредиентов готовят аналогичным образом.

Содержание хлористого магния и воды в заявленных пределах обусловлено необходимостью получения водного раствора хлористого магния - жидкости затворения - плотностью 1180-1220 кг/м³.

При смешивании указанных ингредиентов, имеющих температуру от 4 до 6°С, образуется предлагаемый тампонажный состав, который при разбавлении пластовой водой (это происходит в скважинных условиях в канале зоны поглощения) с такой же температурой образует быстросхватывающую смесь (БСС), загустевающую через 11-13 мин и имеющую начало схватывания через 16-18 мин, а конец схватывания - через 18-20 минут. Столь короткие сроки загустевания и схватывания БСС позволяют более эффективно изолировать каналы поглощающего пласта даже при высокой интенсивности поглощения промывочной жидкости. Тампонажный состав, оставшийся в стволе скважины и не смешанный с пластовой водой, загустевает через 100-130 минут. Это позволяет обеспечить безопасность (исключить прихват инструмента в стволе скважины) и надежность выполнения высокотехнологичных операций при проведении работ по изоляции зон поглощения технологических жидкостей.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства полученного исходного тампонажного состава: плотность, растекаемость, сроки загустевания и схватывания.

Также в лабораторных условиях определяли свойства БСС, образующейся из предлагаемого тампонажного состава. Для этого полученный тампонажный состав продолжали перемешивать в течение еще 60 минут (технологически необходимое суммарное время для приготовления и доставки состава в зону поглощения в условиях буровой). После этого производили смешивание тампонажного состава с водой в объемном соотношении 1:1 и замеряли сроки загустевания и схватывания полученных БСС.

В процессе проведения испытаний предлагаемого состава оценивалась также прочность на изгиб образующегося из него цементного камня через одни сутки воздушного твердения, а также после 7 суток хранения в воде.

Согласно рецептуре предлагаемого тампонажного состава были приготовлены 5 составов с различным соотношением ингредиентов.

Приготовленные составы прошли лабораторные испытания. Температура испытания составила от 4 до 6°С. Данные о содержании ингредиентов и о свойствах известного и предлагаемого тампонажных составов, а также об их свойствах после смешивания с водой приведены в таблице.

Как видно из данных таблицы, известный тампонажный состав (прототип) и его смесь с водой имеют длительные сроки загустевания и схватывания. Относительно свойств образующегося из указанного состава цементного камня можно отметить, что при существенной начальной прочности потеря прочности за 7 суток водного хранения весьма значительна (более чем в три раза).

Предлагаемый тампонажный состав характеризуется необходимыми значениями показателей основных свойств, определяющих качество изоляционных работ, а именно приемлемыми сроками загустевания и схватывания как самого состава, так и его смесей с водой. Сформировавшийся цементный камень имеет достаточно высокую прочность, а ее снижение при водном хранении существенно меньше, чем у прототипа (опыты 3-5 таблицы).

Выход за нижний предел содержания порошка магнезитового каустического, ГГРЦ и хлористого магния приводит к существенному удлинению сроков загустевания и схватывания исходного тампонажного состава и его смесей с водой. Это снижает эффективность применения данного тампонажного состава из-за возможности разбавления и уноса его пластовой водой из зоны поглощения, а также может привести к разрушению изоляционного экрана в зоне поглощения (опыт 2 таблицы).

При выходе за верхний предел содержания порошка магнезитового каустического, ГГРЦ и хлористого магния исходный состав обладает короткими сроками загустевания, недостаточными для доставки его в зону поглощения и безопасного проведения изоляционных работ (опыт 6 таблицы).

Сформировавшийся из предлагаемого тампонажного состава цементный камень имеет существенно более длительную водостойкость в сравнении с прототипом.

Способ приготовления и использования заявляемого тампонажного состава достаточно прост и может быть реализован с помощью серийной цементировочной техники. Доставка тампонажного состава в промысловых условиях в зону поглощения технологической промывочной жидкости аналогична способу доставки состава-прототипа, т.е. тампонажный состав при транспортировании к зоне поглощения размещают между двумя буферными пачками раствора бишофита.

Из приведенных в таблице значений показателей технико-технологических свойств тампонажного состава и его смесей с водой следует, что преимущества предлагаемого тампонажного состава по сравнению с прототипом состоят в том, что заявляемый тампонажный состав, а также его смесь с пластовой водой имеют сокращенные сроки загустевания и схватывания, а формирующийся при его твердении цементный камень обладает более высокой водостойкостью. Это приведет к значительному повышению качества и эффективности изоляционных работ в скважинах в условиях возможного интенсивного разбавления тампонажного состава движущимися пластовыми водами с низкими положительными температурами. Учитывая, что интервалы некачественного цементирования обсадных колонн скважин, как правило, приурочены к зонам поглощений технологических жидкостей, использованием предлагаемого тампонажного состава можно улучшить качество строительства скважин в целом.