ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ Российский патент 2016 года по МПК C09K8/467 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для изоляции и ограничения водопритока в скважины путем восстановления нарушений герметичности в конструкции скважин, ликвидации заколонных и межколонных перетоков, изоляции обводнившихся пластов и пропластков, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Известен тампонажный материал, содержащий вяжущее - тампонажный портландцемент и рационально подобранную смесь ингредиентов, например гипса, с высокоглиноземистым шлаком или глиноземистым цементом [Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. стр. 154-161].

Недостатком данного материала является нестабильный эффект расширения, седиментационная неустойчивость вводимых добавок и низкие фильтрационные характеристики рабочего раствора.

Известен расширяющийся тампонажный материал, содержащий тампонажный портландцемент и расширяющую добавку каустический магнезит [Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. Учеб. пособие для вузов. - 2 изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1983. С. 189].

Недостатком данного способа является малый изоляционный эффект из-за невысоких фильтрационных характеристик тампонажного раствора и незначительная величина расширения камня при низких температурах.

Известен композиционный состав тампонажной смеси для цементирования колонн в буровых скважинах, содержащий магнезит каустический, суперфосфат двойной, крахмальный реагент, триполифосфат натрия и воду, в качестве цементирующей основы он содержит шлам-отход производства магния (патент RU №2286374, С09К 8/467, опубл. 27.10.2006).

Известен тампонажный состав для изоляции зон поглощений промывочной жидкости, содержащий связующую основу- каустический магнезит и жидкость затворения, включающую водный раствор, содержащий хлорид магния и химическую добавку для регулирования сроков загустевания и схватывания, содержит в качестве указанного водного раствора- раствор бишофита плотностью 1,28 г/см³, в качестве указанной химической добавки - суперфосфат двойной СПФД и дополнительно наполнители - глинопорошок и побочный отход производства бумаги СКОП (патент RU №2293100, С09К 8/467, опубл. 10.02.2007).

Недостатком способов является малая область применения, ограниченная короткими сроками схватывания тампонажного раствора при температурах выше 25-30°С.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по технической сущности является тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний и воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дегидрат - буру при следующем соотношении компонентов, масс. %

Каустический магнезит 30,0-40,0 Бентонитовая глина 0,1-8,0 Тетраборат натрия дегидрат - бура 0,1-0,5 Хлористый магний 15,0-36,0 Вода остальное

(патент RU №2460755, С09К 8/467, опубл. 10.09.2010).

Основное преимущество тампонажных материалов на основе магнезиального вяжущего - отсутствие усадки образующегося камня и повышенные фильтрационные характеристики его раствора.

Высокий изоляционный эффект этого известного состава связан с тем, что при смешении всех компонентов образуется облегченный тампонажный раствор с приемлемыми сроками загустевания и схватывания для проведения ремонтных работ в температурном диапазоне до 60°С.

Существенным недостатком указанного известного тампонажного состава является невысокая эффективность применения его в условиях низких положительных температур (5-15°С) по причине значительно увеличенных сроков загустевания и схватывания его раствора.

Задача предлагаемого изобретения - расширение области применения тампонажных составов на основе магнезиальных вяжущих материалов и повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в более широком диапазоне температур за счет сокращения сроков схватывания при низких положительных температурах.

Технический результат - получение тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего, раствор которого характеризуется пониженной плотностью, седиментационной устойчивостью и приемлемыми сроками схватывания при низких положительных температурах до 5°С.

Указанный технический результат достигается тем, что известный тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний, воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дигидрат - буру, отличающийся тем, что дополнительно содержит гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 при следующем соотношении компонентов, масс. %

Каустический магнезит 20,0-35,0 Бентонитовая глина 0,1-10,0 Тетраборат натрия дигидрат - бура 0,01-0,55 Хлористый магний 12,0-35,0 Гипсовое вяжущее 1,5-9,5 марки не ниже Г-7   Вода остальное

Отличительным признаком заявляемого состава от состава по прототипу является наличие в нем гипсового вяжущего марки не ниже Г-7, а также иное количественное соотношение компонентов.

Для приготовления предлагаемого тампонажного состава применяют следующие вещества:

- Порошок магнезитовый каустический по ГОСТ 1216-87,

- Магний хлористый технический по ТУ 2152-018-00203944-97,

- Бентонитовая глина по ТУ 39-0147001-105-93,

- Бура техническая ГОСТ 8429-77,

- Гипсовое вяжущее марки Г-7, Г-10, Г-13, Г-16 по ГОСТ 125-79.

Указанный технический результат обеспечивается ускорением схватывания состава, содержащего смесь гипсового и магнезиальных вяжущих при низких положительных температурах. При этом введение гипсового вяжущего указанных марок не снижает прочностные характеристик формирующегося камня и обеспечивает эффективность изоляции воды.

Для получения заявляемого материала в лабораторных условиях сначала готовили раствор затворения: в воде последовательно растворяли порошок хлористого магния и буру. Потом магнезит, глину, гипсовое вяжущее тщательно перемешивали и затворяли предварительно приготовленным водным раствором хлористого магния и буры.

В лабораторных исследованиях для приготовления предлагаемого состава был выбран магнезит марки ПМК-83 (аналогично прототипу), ПМК-87, ПМК-75 и гипсовое вяжущее марки Г-7. По описанному способу были изготовлены 9 составов предлагаемого тампонажного материала с различным соотношением компонентов. Далее в ходе лабораторных испытаний определяли свойства тампонажного материала: начало схватывания и прочность на сжатие образующегося камня. В таблице приведены результаты лабораторных испытаний заявляемого материала в сравнении с прототипом.

Как видно из таблицы, предлагаемый тампонажный материал имеет приемлемые сроки схватывания раствора при низких положительных температурах до +5°С, а формирующийся цементный камень обладает высокой прочностью.

Использование предлагаемого состава обеспечит повышение эффективности РИР за счет расширения области применения в условиях низких положительных температур.

Выход за нижний предел содержания компонентов предлагаемого материала приводит к снижению прочности камня и увеличению сроков его загустевания и схватывания при температурах +5 - +20°С.

Выход за верхний предел содержания компонентов приводит к увеличению плотности раствора и сокращению сроков его загустевания и схватывания при температурах выше 20°С.

Для приготовления предлагаемого состава может быть использован каустический магнезит любой марки в соответствии с ГОСТ 1216-87. Количественное соотношение компонентов определяется температурой применения состава и отрабатывается каждый раз адаптированно к конкретным условиям.

Преимуществами заявляемого тампонажного материала являются то, что его раствор имеет приемлемые сроки загустевания и схватывания, которые можно варьировать в температурном диапазоне от +5 до +60°С, что повышает технологичность состава и значительно расширяет область применения магнезиальных тампонажных материалов в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для изоляции и ограничения водопритока в скважины путем восстановления нарушений герметичности в конструкции скважин, ликвидации заколонных и межколонных перетоков, изоляции обводнившихся пластов и пропластков, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний, воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дигидрат - буру, отличающийся тем, что дополнительно содержит гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 при следующем соотношении компонентов, мас. %: каустический магнезит 20,0-35,0, бентонитовая глина 0,1-10,0, тетраборат натрия дигидрат - бура 0,01-0,55, хлористый магний 12,0-35,0, гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 1,5-9,5 , вода остальное. Технический результат - получение тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего, раствор которого характеризуется пониженной плотностью, седиментационной устойчивостью и приемлемыми сроками схватывания при низких положительных температурах до 5°С. 1 табл.

Тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний, воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дигидрат - буру, отличающийся тем, что дополнительно содержит гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Каустический магнезит 20,0-35,0 Бентонитовая глина 0,1-10,0 Тетраборат натрия дигидрат - бура 0,01-0,55 Хлористый магний 12,0-35,0 Гипсовое вяжущее 1,5-9,5 марки не ниже Г-7   Вода остальное