Тампонажный состав для изоляции зон поглощений при бурении скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к тампонажному составу для изоляции и разобщения зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин в зонах соляного карста или в межсолевых отложениях при наличии гидродинамической связи между ними. Тампонажный состав для изоляции зон поглощений при бурении скважин содержит гипсовое вяжущее, хлористый магний, порошок магнезитовый каустический и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: гипсовое вяжущее 47,64-56,27; хлористый магний 9,15-11,92; порошок магнезитовый каустический 2,90-10,35; вода остальное. Технический результат заключается в увеличении начальных сроков загустевания и схватывания тампонажного состава и последующего резкого сокращения их при смешивании тампонажного состава с пластовыми водами при одновременном повышении механической прочности цементного камня и формировании адгезионной связи его с соленосными породами. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к тампонажному составу для изоляции и разобщения зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин в зонах соляного карста или в межсолевых отложениях при наличии гидродинамической связи между ними.

Известны тампонажные составы для ликвидации зон поглощений, состоящие из гипсового вяжущего различных модификаций и воды (см. Данюшевский B.C., Алиев P.M. и Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987 г.).

Недостатком известных тампонажных составов являются короткие сроки загустевания и схватывания, поэтому они не имеют практического применения.

Наиболее близким к заявляемому решению составом того же назначения по совокупности признаков является тампонажный состав для изоляции зон поглощений, содержащий гипсовое вяжущее, воду, замедлитель сроков схватывания, например, триполифосфат натрия (ТПФН), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гипсовое вяжущее	62,11-66,66
Вода	33,33-37,27
Триполифосфат натрия	0,01-0,62

(см. Булатов А.И. и Аветисов А.Г. Справочник инженера по.бурению в 2-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1985 г.). Эти составы обладают приемлемыми сроками загустевания и схватывания, что позволяет обеспечить безопасное их транспортирование в зоны поглощений. Данный состав принят в качестве прототипа.

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения - гипсовое вяжущее, вода.

Недостатком известного тампонажного состава для изоляции зон поглощений, принятого за прототип, является то, что состав не образует адгезионной связи с соленосными породами и легко размывается движущимися пластовыми водами, поэтому эффективное его использование может быть достигнуто лишь посредством многократных заливок в зоны поглощений. Кроме того, смеси этих составов, разбавляясь водой, находящейся в поглощающих пластах, приобретают увеличенные сроки загустевания и схватывания. Это приводит к увеличению расходов материалов и снижению эффективности проводимых работ.

Задача изобретения - расширение области применения гипсовых вяжущих материалов и повышение эффективности проводимых с их использованием работ.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в увеличении начальных сроков загустевания и схватывания тампонажного состава и последующего резкого сокращения их при смешивании тампонажного состава с пластовыми водами при одновременном повышении механической прочности цементного камня и формировании адгезионной связи его с соленосными породами.

Указанный технический результат достигается тем, что известный тампонажный состав для изоляции зон поглощений при бурении скважин, содержащий гипсовое вяжущее и воду, дополнительно содержит хлористый магний и порошок магнезитовый каустический при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Гипсовое вяжущее	47,64-56,27
Порошок магнезитовый каустический	2,90-10,35
Хлористый магний	9,15-11,92
Вода	Остальное

Отличительными признаками заявляемого состава от состава по прототипу является содержание в нем хлористого магния и порошка магнезитового каустического, а также количественное соотношение используемых ингредиентов, мас.%: гипсовое вяжущее 47,64-56,27; хлористый магний 9,15-11,92; порошок магнезитовый каустический 2,90-10,35; вода остальное.

Установлено, что увеличение значений времени загустевания и сроков схватывания тампонажного состава при наличии в нем хлористого магния и порошка магнезитового каустического, а также резкое сокращение этих значений при смешивании тампонажного состава с водой обусловлено различной активностью воды в растворе хлористого магния, снижающейся по мере увеличения концентрации последнего, а также блокирующим влиянием образующейся гидроокиси магния по отношению к гипсовому вяжущему.

Благодаря указанным свойствам предлагаемый состав может безопасно транспортироваться в зону поглощений и эффективно перекрывать каналы поглощений промывочных жидкостей, не размываясь движущимися пластовыми водами в межсолевых отложениях и зонах соляного карста.

Для приготовления тампонажного состава для изоляции зон поглощений используют следующие ингредиенты: гипсовое вяжущее по ГОСТ 125-79, раствор технического хлористого магния по ТУ 2152-063-00209527-99, порошок магнезитовый каустический по ГОСТ 1216-87, воду водопроводную.

При смешивании указанных компонентов образуется тампонажный состав, который в течение технологически необходимого времени может быть доставлен по трубам в зоны поглощений. После доставки тампонажного состава в поглощающий пласт и смешивания его с пластовой водой в соотношении 1:1 образуется быстросхватывающая смесь (БСС), которая загустевает уже через 8-21 минуту и имеет начало схватывания 14-35 минут, а конец схватывания 17-160 минут. Такие сроки загустевания и схватывания образующейся БСС способствуют тому, что в течение короткого времени в зоне поглощающего пласта формируется цементный камень, заполняющий каналы с пластовой водой. Часть тампонажного материала, оставшегося в стволе скважины и не смешанного с пластовыми водами, будет схватываться позднее, что позволяет исключить прихват бурильного инструмента в стволе скважины, повысить безопасность и надежность изоляционных работ.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для приготовления тампонажного состава вначале готовят сухую тампонажную смесь, состоящую из гипсового вяжущего марки Г-7 и порошка магнезитового каустического марки ПМК-75. Для этого 52,72% гипсового вяжущего тщательно перемешивают с 5,86% порошка магнезитового каустического. Одновременно с приготовлением сухой смеси в отдельной емкости из раствора технического хлористого магния готовится жидкость затворения, содержащая 30,90% воды и 10,52% хлористого магния. Полученную сухую тампонажную смесь гипсового вяжущего и порошка магнезитового каустического затворяют приготовленным водным раствором хлористого магния, перемешивают в течение 3 мин, и затем замеряют свойства полученного тампонажного состава. Через 10 мин после начала перемешивания, что соответствует минимальному времени доставки полученного тампонажного состава в зону поглощающего пласта, производится его смешивание с водой в соотношении 1:1 и замеряются сроки загустевания и схватывания полученной БСС.

По описанному способу были изготовлены девять составов с различным соотношением ингредиентов.

Приготовленные составы прошли лабораторные испытания. Температура испытаний составляла 20±1°С. Данные о содержании ингредиентов и о свойствах предлагаемого и известного тампонажных составах, а также его смесей с водой приведены в таблице.

Как видно из данных таблицы, оптимальные результаты показали пять составов (примеры 1-5). Так при содержании хлористого магния менее 9,15% (пример 6) время загустевания тампонажных составов меньше технологически необходимого времени для доставки его в поглощающий пласт, а формирующийся цементный камень имеет низкие значения прочности сцепления с каменной солью.

При содержании хлористого магния в тампонажном составе более 11,92% сроки его загустевания и схватывания увеличиваются до технологически неприемлимых (пример 7) или тампонажный состав становится чувствительным к разбавлению водой и эта смесь окончательно не схватывается даже через 24 часа (пример 9). При содержаниях порошка магнезитового каустического в тампонажном составе менее 2,90% время загустевания его недостаточно для проведения работ (пример 6) и формирующийся цементный камень имеет низкую механическую прочность (примеры 6, 7).

Увеличение содержания порошка магнезитового каустического в тампонажном составе более 10,35% (примеры 8, 9) существенно повышает его чувствительность к разбавлению водой и он окончательно не схватывается даже через 24 часа.

Способ приготовления и использования тампонажного состава достаточно прост и может быть реализован с помощью серийной цементировочной техники. С целью предотвращения преждевременного загустевания и схватывания тампонажного состава при его доставке в зоны поглощений по бурильным трубам смесь располагают между двумя буферными пачками растворов хлористого магния с концентрацией, равной концентрации его в жидкости затворения.

Технико-технологические преимущества предлагаемого тампонажного состава по сравнению с прототипом состоят в том, что формирующийся цементный камень обладает существенно более высокой прочностью и при этом образует адгезионную связь с соленосными породами, а его смесь с пластовой водой имеет сокращенные сроки загустевания и схватывания. Это позволяет значительно расширить область применения гипсовых вяжущих материалов и повысить эффективность проводимых с их использованием работ.

Таблица
№ составов	Состав, мас.%	Свойства, до смешения/после смешения
	Гипсовое вяжущее	ПМК	Хлористый магний	Вода	Плотность, кг/м3	Растекае-мость, см	Время загусте-вания, ч-мин	Сроки схватывания, ч-мин	Прочность при изгибе через 1 сут., МПа	Прочность сцепления с солью, МПа
начало	конец
1	56,27	2,90	9,15	31,68	1800/-	19,5/-	0-45/0-08	0-55/0-14	0-57/0-17	5,63/-	1,36/-
2	55,09	2,90	11,92	30,09	1840/-	19,0/-	3-20/0-11	5-00/0-15	6-10/0-20	3,96/-	2,02/-
3	48,82	10,35	9,15	31,68	1810/-	19,0/-	1-05/0-18	1-31/0-30	1-33/1-30	8,36/-	1,64/-
4	47,64	10,35	11,92	30,09	1850/-	18,5/-	3-05/0-21	4-20/0-35	5-00/2-40	5,17/-	2,27/-
5	52,72	5,86	10,52	30,90	1825/-	19,0/-	1-40/0-15	2-25/0-22	2-45/0-27	6,80/-	1,84/-
6	58,10	1,49	8,25	32,16	1780/-	19,0/-	0-09/-	0-18/-	0-20/-	3,53/-	0,68/-
7	56,30	1,49	12,37	29,84	1840/-	18,5/-	3-55/0-08	5-50/0-14	7-30/0-17	1,73/-	0,44/-
8	47,85	11,73	8,25	32,17	1810/-	18,5/-	0-38/0-15	0-53/0-32	0-55/>24-00	8,43/-	0,74/-
9	46,06	11,73	12,37	29,84	1870/-	18,0/-	2-45/0-21	3-50/0-38	4-15/>24-00	5,39/-	2,14/-
Известный состав (прототип)
10	66,62	-	ТПФН 0,05	33,33	1747/-	18,0/-	0-59/1-24	1-01/1-32	1-02/1-37	4,56/-	0/-
11	65,53	-	ТПФН 0,07	34,40	1745/-	19,0/-	1-52/2-42	1-53/7-10	1-54/>24-00	4,17/-	0/-

Тампонажный состав для изоляции зон поглощений при бурении скважин, содержащий гипсовое вяжущее и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит хлористый магний и порошок магнезитовый каустический при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Гипсовое вяжущее	47,64-56,27
Хлористый магний	9,15-11,92
Порошок магнезитовый каустический	2,90-10,35
Вода	Остальное