ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ Российский патент 1999 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к материалам, используемым для изоляции водопритоков в эксплуатирующихся нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Наиболее близким по технической сущности и назначению к предлагаемому изобретению является тампонажный материал, включающий портландцемент и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость [1].

К недостаткам данного материала относятся длительные сроки схватывания раствора после вытеснения углеводородной жидкости водой и повышенная водопроницаемость образцов керна, обработанных этим материалом. Указанные недостатки приводят, с одной стороны, к возрастанию периода ОЗЦ; с другой - снижению эффективности и сокращению срока службы водоизоляционного экрана.

При создании изобретения решалась задача сокращения сроков схватывания тампонажного раствора и снижения водопроницаемости образцов керна, обработанного тампонажным материалом.

Решение поставленной задачи достигается тем, что тампонажный материал для изоляции водопритоков в скважине, включающий вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, в качестве вяжущего содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Гипсоглиноземистый или нaпpягaющий цемент - 55-65
Модифицированная ПАВ углеводородная жидкость - Остальное
Гипсоглиноземистый цемент - вяжущее, получаемое совместным тонким измельчением высокоглиноземистых доменных шлаков и природного двуводного гипса или тщательным смешением тех же материалов, измельченных раздельно. Выпускается по ГОСТ 11052-74.

Напрягающий цемент изготавливается совместным помолом портландцементного клинкера, глиноземистого шлака и гипсового камня. Выпускается по ТУ 21-20-48-82.

Сокращение сроков схватывания тампонажного раствора и снижение водопроницаемости образцов керна, обработанного тампонажным материалом, обусловлено физико-механическими свойствами гипсоглиноземистого или напрягающего цементов, а именно высокой скоростью структурообразования и расширением, обеспечивающим плотное замоналичивание трещин и пор в породе.

Приготовление тампонажного материала в условиях буровой осуществляется известным способом [2]. Для этого, например, берется 1т гипсоглиноземистого или напрягающего цемента и смешивается с 0,6т модифицированной ПАВ углеводородной жидкостью, заранее приготовленной в мерных емкостях цементировочного агрегата. Процесс смешения гипсоглиноземистого или напрягающего цемента с модифицированной ПАВ углеводородной жидкостью и подача суспензии в скважину осуществляется по принятой на месторождении технологии цементирования с использованием смесительных машин и цементировочных агрегатов.

Были приготовлены известный тампонажный материал, включающий портландцемент и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, а также шесть составов тампонажного материала согласно изобретению (три: гипсоглиноземистый цемент и модифицированная ПАВ углеводородная жидкость; три: напрягающий цемент и модифицированная ПАВ углеводородная жидкость) со средним и граничным содержаниями компонентов при 22 ± 2^oC. Приготовление образцов тампонажного материала, определение плотности и сроков схватывания осуществилось по ГОСТ 26798.0 - 26798.2 - 91. Определение водопроницаемости цилиндрических образцов искусственного керна, изготовленных путем прессования в металлической форме из стандартного округлого песка с фракционным составом от 0,5 до 0,85мм и содержанием SiO₂ более 96%, осуществлялось по методике, предложенной в работе [3] . При этом вначале образцы насыщались водой, затем после установки образца в прибор он обрабатывался тампонажным материалом при давлении 1 МПа в течение 2 ч, после чего образцы вновь помещались в емкость с водой и по истечении 1 сут при давлении 2 МПа определялся коэффициент водопроницаемости.

Данные, приведенные в таблице, свидетельствуют о том, что предлагаемый тампонажный материал с оптимальным соотношением компонентов обладает лучшими свойствами, чем известный: в среднем в 2,7 раза сократились сроки схватывания, а образцы искусственного керна, обработанные предлагаемым тампонажным материалом, характеризуются как водонепроницаемые.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Diesel Oil - Cement Slurry // Cementing Technology Manual, Section 11, Halliburton, October 1993, p. 11-7. (прототип).

2. Аветисов А.Г., Кошелев А. Т., Крылов В.И. Ремонтно- изоляционные работы при бурении скважин. М.: Недра, 1981 г. - с.85.

3. Бутт Ю. М., Тимашев В.В. Практикум по химической технологии вяжущих материалов. М.: Высшая школа, 1973. - с.247.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к материалам, используемым для изоляции водопритоков в эксплуатирующихся нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - сокращение сроков схватывания тампонажного раствора и снижение водопроницаемости образцов керна, обработанного тампонажным материалом. Тампонажный материал для изоляции водопритоков в скважине, включающий вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, в качестве вяжущего содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент при следующем соотношении компонентов, мас.%: гипсоглиноземистый или напрягающий цемент 55-65, модифицированная ПАВ углеводородная жидкость остальное. 1 табл.

Тампонажный материал для изоляции водопритоков в скважине, включающий вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, отличающийся тем, что в качестве вяжущего содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Гипсоглиноземистый или напрягающий цемент - 55 - 65
Модифицированная ПАВ углеводородная жидкость - Остальное