Патент на изобретение №2179230
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ
(57) Реферат: Изобретение относится к бурению скважин, в частности к тампонажным материалам, предназначенным для цементирования нефтегазовых, геотермальных, нагнетательных и других специальных скважин с аномальными условиями эксплуатации. Технический результат – повышение деформативных и адгезионных свойств тампонажного материала в условиях воздействия термомеханических нагрузок при температурах до 170oС. Тампонажный состав, включающий бутилкаучук и парахинондиоксим, дополнительно содержит органический растворитель, адгезионную добавку, наполнитель и двуокись марганца при следующем соотношении компонентов, мас. ч. : бутилкаучук 100, парахинондиоксим 2-4, органический растворитель 400, адгезионная добавка 5-10, наполнитель 15-160, двуокись марганца 2-4. 2 табл. Изобретение относится к бурению скважин, в частности к тампонажным материалам, предназначенным для цементирования нефтегазовых, геотермальных, нагнетательных и др. специальных скважин с аномальными условиями эксплуатации. Известен тампонажный материал с улучшенными деформативными характеристиками для цементирования скважин, образующий в заколонном пространстве дисперсно-армированный цементный камень [1] . Недостатком известного тампонажного материала является образование продольного зазора между обсадной колонной и цементным кольцом при снятии внутреннего давления после опрессовки колонны. Кроме того, цементное кольцо подвержено растрескиванию и разрушению бурильным инструментом в процессе бурения скважины и проведения спуско-подъемных операций (СПО). Жесткое крепление обсадной колонны в скважине также приводит к разрушению цементного кольца в процессе действия на обсадную колонну знакопеременных термических нагрузок, например пуск или остановка высокотемпературных (геотермальных) скважин, нагнетание пара в пласт и т. д. Нарушение целостности “жесткой” крепи наблюдается в нагнетательных и добычных скважинах, пробуренных на объектах подземного хранения газа, вследствие чрезмерных колебаний давления газа в различные времена года, а также в результате тектонических колебаний земной коры; оседания земной поверхности вследствие снижения пластового давления в разрабатываемых нефтегазовых месторождениях (залежах). Существенным недостатком известного тампонажного материала является также плохое адгезионное сцепление к большинству осадочных горных пород. Наиболее близким к предлагаемому составу является тампонажный состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий бутилкаучук, парахинондиоксим, асбест, ПАВ и цементный раствор [2] . В основу изобретения поставлена цель – повышение деформативных и адгезионных свойств тампонажного материала в условиях действия термомеханических нагрузок при температурах до 170oC. Поставленная цель достигается путем использования в качестве изоляционного материала тампонажного состава на основе бутилкаучука и парахинондиоксима, органического растворителя, адгезионной и вулканизующей добавок и наполнителей при следующем соотношении компонентов, мас. ч. Бутилкаучук – 100 Парахинондиоксим – 2-4 Органический растворитель – 400 Адгезионная добавка – 5-10 Наполнитель – 15-160 Двуокись марганца – 2-4 Основу тампонажного материала составляет раствор бутилкаучука в органическом растворителе, в качестве которого применяют нефрас. Концентрация раствора выбирается исходя из необходимых значений начальной подвижности и седиментационной устойчивости готового тампонажного раствора и составляет 20 %. Выбор бутилкаучуковой основы обусловлен тем, что полученный из него резиноподобный материал характеризуется высокой термостойкостью к агрессивным средам. Вследствие высокой плотности упаковки макромолекул бутилкаучука при вулканизации образуются резиноподобные системы с абсолютной непроницаемостью по отношению к газу, пару и воде, чем объясняется высокая тампонирующая способность подобных материалов. На стадии изготовления (приготовления) бутилкаучука в него добавляют парахинондиоксим в количестве 2 – 4 мас. ч. на 100 мас. ч. полимера. Для перевода парахинондиоксима в активную форму применяют сильный окислитель, например двуокись марганца, при вулканизации которым в полимерной системе образуются поперечные связи C-N, придающие получаемому материалу повышенную термостойкость. Содержание оксида марганца регламентируется исходя из необходимого времени отверждения тампонажного состава и температуры в скважине. Для полного прохождения реакции вулканизации концентрации парахинондиоксима и двуокиси марганца выбираются в эквивалентных соотношениях. При взятии концентрации данных компонентов ниже 2 мас. ч. образуется неустойчивый в седиментационном отношении исходный раствор, а резиноподобный нетвердеющий материал обладает слабой структурой и подвержен разрушению. При увеличении содержания парахинондиоксима и двуокиси марганца свыше 4 мас. ч. процесс вулканизации проходит настолько быстро, что становится невозможной закачка тампонажного материала в заколонное пространство. Необходимые силы сцепления тампонажного материала со стенками скважины и обсадной колонны обеспечиваются введением адгезионной добавки, в частности природными или синтетическими смолами (канифоль, Октофор-N, смола 101-К и др. ). Содержание адгезионной добавки 5 мас. ч. выбирается исходя из минимально необходимого адгезионного сцепления материала к обсадной колонне (нижний предел). При увеличении концентрации более 10 мас. ч. адгезионное сцепление не улучшается. В качестве регуляторов плотности и других технологических свойств тампонажного материала используют органические и минеральные наполнители – барит, гематит, перлит, резиновую крошку, мел. Содержание наполнителей подобрано на основании лабораторных исследований и регламентируется исходя из обеспечения требуемых технологических параметров (плотности, тампонирующей способности, седиментации, реологических свойств и т. д. ) в процессе приготовления, закачки в скважину и выполнения полученным тампонажным материалом в заколонном пространстве технологических функций. Концентрация утяжелителя (барит, гематит) выбирается исходя из требуемой плотности (нижний предел) и нормирования седиментации (верхний предел). Количество перлита, являющегося облегчителем, регламентируется исходя из получения тампонажного раствора с низкой плотностью. Содержание резиновой крошки устанавливается опытным путем исходя из коллекторских характеристик пласта и достижения необходимых кольматационных свойств тампонажного раствора. Концентрация мела выбирается исходя из достижения необходимого кольматирующего эффекта и регулирования плотности тампонажного материала. Тампонажный состав получают последовательным смешением компонентов. Пример 1. В 100 г нефраса растворяют 25 г смеси бутилкаучука и парахинондиоксима. После растворения при постоянном перемешивании вводят 1,25 г адгезионной добавки – канифоли и 3,75 г барита. Не останавливая перемешивания, добавляют 0,5 г двуокиси марганца. Полученный тампонажный раствор имеет следующие технологические характеристики: плотность – 1000 кг/м3, растекаемость – 17,5 см, седиментационная устойчивость – 0%, коэффициент тампонирующей способности – 1,9. После снятия характеристик тампонажный раствор заливается в формы, которые устанавливаются в термокамеру водяной бани при температуре 90oC. После отверждения в течение 2 суток тампонажный материал имеет следующие характеристики: адгезионное сцепление к стальной поверхности – 3,6 МПа, адгезионное сцепление к глине, песчаникам и известнякам – 1,50, 2,30 и 3,40 МПа соответственно; модуль упругости – 2,0 МПа; относительное удлинение – 200%. Применение тампонажного раствора в промысловых условиях осуществляется следующим образом. Пример 2. В емкости цементировочного агрегата (ЦА) набирается 5 м3 органического растворителя. При созданной круговой циркуляции ЦА (работе на себя) вводится расчетное количество смеси бутилкаучука с парахинондиоксимом. После полного растворения полимерной смеси добавляется адгезионная добавка и наполнители. Не останавливая циркуляцию, вводится двуокись марганца и после перемешивания в течение 5-7 мин готовый раствор закачивают в скважину или осреднительную емкость. Примеры тампонажных составов приведены в табл. 1. Для определения качественных характеристик предлагаемого тампонажного состава проводят лабораторные испытания, которые заключаются в измерении растекаемости, плотности, седиментационной устойчивости и тампонирующей способности исходного тампонажного раствора, определении его времени отверждения и прочностных характеристик отвержденных образцов. Полученные результаты приведены в табл. 2. Таким образом, приведенные выше сведения свидетельствуют о том, что предложенное техническое решение удовлетворяет критериям “новизна” и “существенное отличие”. Использование данного технического решения создает положительный эффект по отношению к известным техническим решениям, что подтверждается результатами сравнительных испытаний. Источники информации 1. Дисперсно-армированные тампонажные материалы. Е. С. Тангалычев, B. C. Бакшутов, O. K. Ангелопуло и др. М. , ВНИИОЭНГ, сер. “Бурение”, вып. 19(81). 1984 г. 2. Пат. 2107158. RU, E 21 В 43/32. Способ изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину. Грызак О. В. – Заявл. 26.07.96 – Опубл. 20.03.98. Формула изобретения
Бутилкаучук – 100 Парахинондиоксим – 2-4 Органический растворитель – 400 Адгезионная добавка – 5-10 Наполнитель – 15-160 Двуокись марганца – 2-4 РИСУНКИ
MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 25.02.2003
Номер и год публикации бюллетеня: 16-2004
Извещение опубликовано: 10.06.2004
|
||||||||||||||||||||||||||
