ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ Российский патент 2000 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к креплению скважин в зонах кавернообразований и шламонакоплений.

При проводке скважин и в интервалах, склонных к кавернообразованию, обычно в больших по размерам кавернах, наблюдается накопление шламовых стаканов, которые могут обрушиться в ствол скважины, что осложняет технологические процессы бурения и крепления.

Известен тампонажный состав на основе цемента и воды, применяемый при изоляционных работах в зонах кавернообразований (1). Однако этот состав не нашел широкого применения при изоляции каверн из-за длительного ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента).

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является тампонажный состав, включающий цемент, хлористый кальций и воду (2). Этот состав используется для установки цементных мостов в интервалах образования каверн. Однако указанный состав неэффективен при наличии в осложненном кавернами интервале проявлений сероводорода, т.к. цементный раствор, несмотря на содержание в нем ускорителя схватывания CaCl₂, резко снижает скорость протекания процесса структурообразования, а цементный стакан не приобретает достаточной прочности и частично или полностью разрушается.

Задачей изобретения является ускорение сроков структурообразования и обеспечение сохранения прочности цементного камня в условиях водопроявлений и сероводородной агрессии.

Поставленная задача решается за счет того, что в тампонажный состав, включающий цемент, хлористый кальций, остальное воду, дополнительно вводят кальцинированную соду и двуокись марганца при следующих соотношениях ингредиентов, мас. д.:
Цемент - 100
Хлористый кальций - 2-2,5
Кальцинированная сода - 1,5-2,0
Двуокись марганца - 0,4-1,0
Вода - 45-50
Как известно, хлористый кальций используется по назначению в качестве ускорителя схватывания. Однако его добавление повышает растекаемость цементного раствора, что в условиях существования перетоков сероводородных пластовых вод (водопроявлений) приводит к разбавлению тампонажного состава и снижению прочности цементного камня, а в некоторых случаях к несхватыванию цементного раствора.

Введение в состав кальцинированной соды и двуокиси марганца обеспечивает устойчивые связи в тиксотропном составе. Причем, благодаря этому сочетанию, состав приобретает сравнительно короткие сроки структурообразования при остановке прокачки цементного раствора и способность противодействовать сероводородной агрессии, благодаря нейтрализующему действию двуокиси марганца, что все вместе взятое способствует обеспечению сохранения высоких прочностных свойств цементного камня, а следовательно, и устойчивости созданных цементных мостов в скважинах.

Это можно видеть и из нижеприведенной таблицы, в которой приведены результаты экспериментальных исследований, проведенных в лаборатории предупреждения и борьбы с осложнениями при бурении скважин ВНИИБТ в условиях твердения цементного раствора в чистой и пластовой воде с H₂S, отобранной из намюрского горизонта Ромашкинского месторождения.

Преимуществом заявляемого состава перед известным является сохранение прочности цементного камня и устойчивости цементных мостов за счет ускорения сроков структурообразования и нейтрализации воздействия сероводорода в условиях водопроявлений и сероводородной агрессии, что обеспечивает надежность изоляционных работ, исключений повторных заливок.

Испытания данной тампонажной системы проведены в скважине, бурившейся на Ромашкинском месторождении при вскрытии водопроявляющего падыгорского горизонта, содержащего сероводород в пределах 200-310 мг/л. Для обеспечения сохранения прочности и устойчивости устанавливаемых цементных мостов в кавернообразующих интервалах тампонажный раствор ~ 1м³ содержал цемента 500 кг, CaCl₂ - 16 кг, Na₂CO₃ - 15 кг, MnO₂ - 6-8 кг. При этом его растекаемость составляла 13,5-15,0, сроки схватывания: начало 5-6 ч, конец 10-12 ч, а прочность цементного камня на изгиб через 48 ч 2,3-2,5 МПа. При таком составе тампонажного раствора во всех случаях обеспечивалась сопротивляемость цементного моста разрушению.

Пример проведения изоляционных работ с предложенным составом в скважине N 1202 Сармановской площади.

В интервале верейских отложений (750-780 м) при углублении ниже их образовалась каверна. Из-за нее в стволе стал накапливаться шлам, стакан из которого приходилось при каждом наращивании бурильного инструмента прорабатывать. При циркуляции промывочной жидкости на основе технической воды отмечался запах сероводорода. Обычно в таких случаях цементирование каверн оканчивалось неудачно.

Для цементирования каверн в скважину на глубину 790 м был спущен бурильный инструмент с открытым концом. Подготовлен СМН-20 с 6 тн цемента. В ЦА набрали 3 м³ пресной воды и последовательно растворили в ней 120 кг CaCl₂, затем 90 кг Na₂CO₃ и 50 кг MnO₂. После растворения добавок на этом водном растворе затворили цемент и закачали цементный раствор в скважину.

Цементный раствор продавили по расчету так, чтобы он перекрыл зону обвалов. При разбуривании цементный стакан был в интервале 720-800 м. После разбуривания бурение нормализовалось, шламового стакана в скважине больше не было.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Совершенствование технологии бурения нефтяных скважин в Татарии" (Тезисы докладов научно-технической конференции) Альметьевск, 1982, с. 88-92.

2. Т. Н. Бикчурин и др. "Технический прогресс в строительстве скважин". Казань, Татарское книжное издательство, 1982, с. 74-76 (прототип).

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к креплению скважин в зонах кавернообразований и шламонакоплений. Технический результат - ускорение сроков структурообразования и обеспечение сохранения прочности цементного камня в условиях водопроявлений и сероводородной агрессии. Тампонажный состав для изоляции зон поглощения включает цемент, хлористый кальций и воду, причем раствор дополнительно содержит кальцинированную соду и двуокись марганца при следующих соотношениях ингредиентов, мас. д. : цемент 100, хлористый кальций 2 - 2,5, кальцинированная сода 1,5 - 2,0, двуокись марганца 0,4 - 1,0, вода 45 - 50. 1 табл.

Тампонажный состав для изоляции зон поглощения, включающий цемент, хлористый кальций и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит кальцинированную соду и двуокись марганца при следующем соотношении компонентов, мас.д.:
Цемент - 100,0
Хлористый кальций - 2,0 - 2,5
Кальцинированная сода - 1,5 - 2,0
Двуокись марганца - 0,4 - 1,0
Вода - 45,0 - 50,0