ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ Российский патент 2006 года по МПК C09K8/467 C09K8/24 C09K8/502 

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к составам для тампонирования кавернозных полостей и поглощающих пластов скважин, к составам для крепления интервалов, склонных к вывалообразованию, и может быть использовано в нефтяной, газовой и горно-геологических отраслях (при строительстве противофильтрационных завес) при бурении скважин на нефть, воду, газ, геолого-разведочных скважин на твердые полезные ископаемые, а также инженерно-технических скважин, как материал для гироизолирующего нагнетания.

Известен тампонажный состав для временной изоляции поглощающего пласта, содержащий дизельное топливо, битум, бетонит, барит и эмультал (авт. св. №1227804). Этот тампонажный состав не обеспечивает многократного увеличения объема тампонирующей массы, а наличие в нем дизельного топлива и битума оказывает негативное воздействие на окружающую среду, применение состава требует времени на созревание геля в скважине после производства изоляционных работ.

Гелеообразующий тампонажный состав для изоляции кавернозной части ствола скважины в процессе бурения содержит меламиноформальдегидную смолу МФ-АР, сульфат алюминия, воду и утяжелитель, представляющий собой смесь глинопорошка (авт. св. №1724855) и баритового утяжелителя. Как и предыдущий состав, данная композиция не обеспечивает многократное увеличение объема тампонирующей массы, а наличие в ней смолы также ухудшает экологическое состояние окружающей среды. Кроме того, после проведения изоляционных работ требуется время на созревание геля в изолируемом интервале скважины.

Известен также гелеобразующий состав для закупоривания пластов, содержащий оксиэтилцеллюлозу, соль трехвалентного хрома, бентонитовый глинопорощок, щелочь и воду (авт. св. №1592473). Данный гелеобразующий состав позволяет увеличить объем тампонажной массы лишь на 34%, что не позволяет однозначно гарантировать обеспечение надежной изоляции поглощающих интервалов.

Более близким по эффективности к заявленному изобретению является состав для изоляции зон поглощения в скважинах, содержащий глинистый буровой раствор на водной основе, 10%-ный водный раствор неполноомыленного лонитрила в растворе гидроксида натрия и персульфат щелочного металла или аммония (авт. св. №1789663). Однако данный состав позволяет увеличить объем тампонажной массы только в 2-3 раза и при пластовой температуре не менее 50°С, что ограничивает глубину его использования при изоляции поровых каналов и трещин зон поглощения. Таким образом, рациональная глубина применения смеси составляет не менее 500 м, т.к. пласты, имеющие температуру 50°С и более градусов, расположены на глубине более 500 м.

Задача, на решение которой направлено изобретение, состоит в повышении качества изоляции поглощающих пластов скважин на глубинах до 2000 м при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду, что особенно важно при бурении эксплуатационных скважин на воду.

Решение этой задачи обуславливается техническим результатом, заключающимся в многократном увеличении объема тампонирующей массы, образующейся вследствие взаимодействия заявляемых компонентов с водой, и, как следствие этого, повышении качества изоляционных работ. Многократное (в десятки раз) увеличение объема резиноподобной нетвердеющей тампонирующей массы обеспечивает ей возможность принимать форму трещин и каверн, благодаря чему достигается их надежная изоляция, причем не требуется «закрытие» скважины на созревание гидроизолирующей массы и исключается необходимость использования обсадных труб при прохождении осложненных поглощающих горизонтов скважин. При этом, благодаря компонентному составу, тампонажная масса не растворяется в воде и, следовательно, снижается возможность ее размыва водой или промывочной жидкостью.

Тампонажный состав включает следующие компоненты: глинопорошок, выпускаемый по ТУ 39-0147001-105-93, полимер водопоглощающий серии АК, выпускаемый по ТУ 6-02-00209912-59-2003, масло подсолнечное нерафинированное ГОСТ 1129-93. Все компоненты состава могут быть заменены сходными по физико-химическим характеристикам компонентами, выпускаемыми по иным техническим условиям. Например, в составе может быть использован глинопорошок, выпускаемый по ТУ 480-1-334-91. Вместо полимера водопоглощающего можно использовать влагопоглощающий полимерный препарат «Петросорб» С 113, выпускаемый по ТУ 2458-005-23107887-96. Вместо масла подсолнечного нерафинированного может использоваться любое растительное, синтетическое или минеральное масло, а также отходы их производства.

Таблица № опытаСодержание компонентов состава, мас.%Увеличение объема, не менее разГлинопорошок, выпускаемый по ТУ 39-0147001-105-93илиТУ480-1-334-91Полимер " водопоглощающий серии АК по ТУ 6-02-00209912-59-2003 или полимерный препарат «Петросорб» С113^xx по ТУ 2458-005-23107887-96Масло подсолнечное нерафинированное ^x-ГОСТ 1129-93 или любое растительное, ^xx синтетическое ^xxx или минеральное масло ^xxx, а также отходы их производств1450,5^х54,5^х52651,0^х34,0^хх103602,0^х38,0^хх204553,0^х42,0^х305505,0^хх45,0^х5064010,0^хх50,0^ххх10074015,0^хх45,0^хх14082020,0^xx60,0^хххх15093020,0^хх50,0^х170

Заявляемый тампонажный состав приготавливают путем смешивания компонентов в течение 10-15 мин при температуре 18°С-25°С в глиносмесительной установке, бетономешалке или другой спецтехнике, предназначенной для смешивания.

В зависимости от глубины и мощности осложненного поглощающего интервала, способа бурения, компоновки и типа бурового снаряда возможны различные способы доставки тампонажного состава в зону поглощения: наливом через устье необходимого объема смеси, контейнерная доставка, доставка буровым насосом, цементировочным агрегатом.

После доставки тампонажного состава в зону тампонирования и вследствие взаимодействия его с водой или промывочной жидкостью происходит многократное увеличение в объеме тампонажной массы, что обеспечивает качественную и надежную изоляцию тампонируемого интервала скважины, причем время, необходимое для активации состава водой или промывочным раствором, составляет 5-10 минут.

При необходимости восстановить проницаемость пласта, образовавшуюся тампонажную массу, разрушают путем обработки изолированной части пласта 10% соляной кислотой.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к составам для тампонирования кавернозных полостей и поглощающих пластов скважин, к составам для крепления интервалов, склонных к вывалообразованию, и может быть использовано в нефтяной, газовой и горно-геологических отраслях (при строительстве противофильтрационных завес) при бурении скважин на нефть, воду, газ, геолого-разведочных скважин на твердые полезные ископаемые, а также инженерно-технических скважин, как материал для гироизолирующего нагнетания. Тампонажный состав содержит, мас.%: глинопорошок 20-65, полимер водопоглощающий 0,5-65 и растительное, синтетическое или минеральное масло 34-60. Технический результат - повышение качества изоляции поглощающих пластов при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду. 1 табл.

Тампонажный состав, включающий глинопорошок, полимер водопоглощающий и растительное, синтетическое или минеральное масло при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок20-65Полимер водопоглощающий0,5-20Растительное, синтетическое или минеральное масло34-60