Тампонажный состав Советский патент 1992 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и касается разработки тампонажных составов для изоляции зон поглощений в глубинных месторождениях нефти.

Известен тампонажный состав, включающий латекс каучука, наполнитель, добавку (структурообразователь и антикоагулянт) и воду.

Однако указанный состав предназначен для тампонажа зон поглощения буровых растворов, заполненных пластовыми водами, насыщенными солями, при этом присутствие последних обеспечивает коагуляцию латексного состава.

Наиболее близким по составу к предлагаемому является тампонажный состав,

включающий латекс каучука, наполнитель, добавку-хлористый натрий,воду.

Однако этот тампонажный состав, может коагулировать только в присутствии ионов солей и непригоден для тампонажа зон поглощения буровых растворов в нефтяных пластах, находящихся в условиях воздействия высоких температур и давлений, и где нет пластовых вод, например на месторождении Тенгиз. На месторождении Тен- гиз зоны поглощения встречаются в нефтяных пластах на глубине 4000-5500 м, где температура достигает 80-110°С.

Целью изобретения является улучшение эксплуатационных свойств тампонаж- ного состава за счет придания ему термокоагуляционного свойства.

ч|

со

CJ

о

ю

В тампонажном составе используют латекс полиизопренового каучука СКИ-3 (ТУ 38.103530-82) или латекс бутадиенстироль- ного каучука марок СКС-65 (ТУ 38.103550-84) или СКС-С (ТУ 38.103230-85). В качестве наполнителя применяют бентонит (ТУ 87-81) или мел (ГОСТ 12085-73), а в качестве добавки - полиоксипропилен(лапрол 403 ТУ 6-05-1679-74).

Тампонажный состав готовят следующим образом: в латекс каучука вводят последовательно наполнитель в виде 10%-ной водной суспензии и добавку - полиоксипропилен - самостоятельно. Состав подвергают коагуляции в скважине при 100°С. О коагулирующей способности тампонажного состава судят по времени коагуляции, которое должно составлять 3-3,5 ч для обеспечения доставки его с производительностью буровых насосов на глубину расположения зон поглощения.

Тампонажный состав и его коагулирующая способность представлены в таблице. Представленные в таблице данные (по вре0

5

0

5

мени коагуляции) показывают, что предлагаемый тампонажный состав обеспечивает тампонирование зон поглощения буровых растворов в глубинных месторождениях нефти.

Формула изобретения Тампонажный состав, включающий латекс, наполнитель, добавку и воду, о т л и ч а ю щ и и с я тем, что, с целью улучшения эксплуатационных свойств состава за счет придания ему термокоагуляционного свойства, состав содержит в качестве латекса полиизопренового или бутадиенстирольно- го каучука, в качестве наполнителя - бентонит или мел, а в качестве добавки - полиоксипропилен при следующем соотношении компонентов, мас.ч,: Латекс полиизопренового или бутадиен- стирольного каучука 100 Бентонит или мел20-30

Полиоксипропилен20-30

Вода180-270.

Продолжение таблицы

Использование: тампонирование зон поглощения в скважинах. Сущность изобретения: состав содержит (в мас.%) латекс марок СКИ-3 или СКС-65, СКС-С 100; бентонит или мел 20-30; полиоксипропилен 20-30; воду 180-270. В раствор латекса полиизоп- ренового или бутадиенстирольного каучука вводят последовательно при перемешивании 10%-ную водную суспензию мела или бентонита и добавку - полиоксипропилен. Состав подвергают термокоагуляции в пластовых условиях при 100°С. 1 табл. со с

Происходит значительное снижение вязкости системы