Тампонажный состав для изоляции зон поглощений в скважинах Советский патент 1993 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к производству тампонажных составов и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности, геологии и горном деле для изоляции зон поглощений в скважинах,

Цель изобретения - повышение изолирующей способности состава за счет увеличения проникающей способности геля в пласт при одновременном увеличении прочностных, характеристик и периода прокачи- ваемости при температуре до 90°С.

Указанная цель достигается тем, что тампонажный состав для изоляции зон поглощений в скважинах, содержащий вяжущее, полиакриламид, сшивающую систему на основе алюмосодерж ащего вещества, регулятор структурообразования и воду, в качестве сшивающей системы содержит глиноземистый цемент, а в качестве регулятора структурообразования - конденсированную сульфит-дрожжевую бражку при следующем соотношении ингредиентов, мае. ч.:

Вяжущее. 100 Глиноземистый цемент 10-25 Полиакриламид . 0,30-0,75 Конденсированная сульфит-дрожжевая бражка 0,01-0,40 Вода 60-70 Для получения тампонажного состава используют портландцемент марки ПЦТ-ДО или ПЦТ-Д20-100 (ГОСТ 1581-85) и шлако- песчаный цемент совместного помола марки ШПЦС-120 (ОСТ 39-017-80); полиакриламид японского производства марки MSY-A3; глиноземистый цемент Па- шийского метзллургическо-цементного комбината (ГОСТ 969-77); конденсированную сульфит-дрожжевую бражку (ГОСТ 81- 79-74); воду пресную общей жесткостью 5-6 мг-экв/л.

со С

со о

GJ СЛ С О

Вследствие того, что тампонажный состав содержит глиноземистый цемент, при гидратации и гидролизе которого в раствор выделяются ионы алюминия, происходит сшивка полиакриламида с образованием реэиноподобного продукта. Образование геля регулируется содержанием глиноземистого цемента (ГЗЦ) и регулятора структуро- образования (КСДБ), действие которого объясняется замедлением гидратации ГЗЦ, что тормозит поступление в раствор ионов алюминия, необходимых для сшивки системы. Варьирование концентрацией ГЗЦ и КСДБ позволяет подобрать время вязкоуп- ругого состояния на момент выхода состава из бурильных труб для надежной кольмата- ции образующимся гелем каналов поглощающего пласта, Последующий синерезис обеспечивает полную гидратацию вяжущего с образованием в поглощающих каналах камня, чем обеспечивается повышение эффективности изоляции пласта.

Тампонажные Составы готовят следующим образом. В воде растворяют расчетное количество КСДБ и ПАА, а затем на полученном растворе затворяют смесь из портландцемента тампонажного, ШПЦС-120 и глиноземистого цемента.

Время вязкоупругого состояния системы определяют на консистометре КЦ-3, пластическую прочность - на приборе Вейлера-Ребиндера, вязкость - на воронке ВБР-1.

Сравнительные данные приведены в таблице.

. Пример,В 500 мл воды растворяют 0,1 г КСДБ и 2,5 г ПАА. На полученном растворе затворяют смесь из 85 г глиноземистого цемента и 835 г ПЦТ-ДО. Температура исследования состава 22°С. Время вязкоупругого состояния композиции 125 мин; начало схватывания 215 мин: пластическая прочность через 3 ч составляет 3,7 кПа; через 24 ч твердения камень набирает прочность на сжатие, равную 1,3 МПа.

Пример 2. Берут 180 г портландцемента тампонажного, 535 г ШПЦС-120 и 105 г ГЗЦ, затворяют 500 мл воды, в которой растворяют 2,85 г КСДБ и 2,85 г ПАА. Температура исследования состава 90°С, Время вязкоупругого состояния композиции 100 мин; начало схватывания 290 мин; пластическая прочность через 3 ч составляет 2,6 кПа; через 24 ч твердения камень набирает

прочность на сжатие, равную 2,3 МПа.

Остальные примеры готовят аналогичным образом,

Технико-экономическая эффективность разработанного состава по сравнению с иэвестным определяется, во-первых, возможностью целенаправленного регулирования времени вязкоупругого состояния и, во-вторых, отверждаемостью разработанной системы. Это позволяет увеличить вероятность

ликвидации осложнения, особенно в условиях гидравлической активности пластового флюида, когда пастообразный состав может быть просто размыт.

Формула изобретения

Тампонажный состав для изоляции зон поглощений в скважинах, содержащий вяжущее, полиакриламид, сшивающую систему на основе алюмосодержащего вещества, регулятор структурообразования и воду, о тличающийся тем, что, с целью повышения его изолирующей способности за счет увеличения проникающей способности геля в пласт при одновременном увеличении прочностных характеристик и периода прокачиваемости при температуре до 90°С, в качестве сшивающей системы он содержит глиноземистый цемент, а в качестве регулятора структурообразования - конденсированную сульфид-дрожжевую бражку при

следующем соотношении ингредиентов, мае. ч.:

Вяжущее100 Глиноземистый цемент tO-25 Полиакриламид 0,30-0,75

Конденсированная сульфид-дрожжевая бражка0,01-0,40 Вода 60-70

100

100

100

0,15 V.

0,15 А 0,15 A

Предпап

0,30 - 0,01 0,75 - 0,01 О.ЗД - О,АО 0,40 - О,АО

Составс запредельнымизначениями

0,25 -0,005 60 21300 180

0,80 -0,50 60 1А1500 15

260

А5

2,9 6,5

1.5 0,6

Использование:, бурение и крепление нефтяных и газовых скважин. Сущность: тампонажный состав содержит, мае. ч. вяжущее - 100; глиноземистый цемент 10-25; полиакриламид 0,30-0,75; конденсированная сульфит-спиртовая барда 0,01-0,40; вода 60-70. 1 табл.