ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР "НЦР ХИМЕКО-ВМН"
GROUTING MORTAR "НЦР ХИМЕКО-ВМН"

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения и, в частности, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах и/или при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин.
Известен тампонажный раствор, включающий 64,5÷71,4 мас.% тампонажного цемента и остальное - отход подготовки нефти на основе хлоридов и сульфатов натрия, калия, кальция и магния, который содержит не более 30 мг/л взвешенного вещества и 30-50 мг/л нефтепродуктов (см., например, а.с. СССР №1640366, 07.04.1991).
Отход подготовки нефти действует как эффективный ускоритель сроков схватывания тампонажного раствора и предназначен для изоляции водопроявляющих пластов и крепления зон обвалов. Использование в качестве жидкости затворения отхода производства нефти позволяет регулировать сроки схватывания тампонажного раствора в достаточно широких пределах.
Недостатком известного тампонажного раствора являются недостаточно широкие возможности, которые он обеспечивает. При тампонировании скважин в режиме пропитки водопроявляющего пласта (при минимальной подаче насосов), при ошибочном тампонировании скважины, когда необходимо вымыть из пласта тампонажный раствор, при необходимости остановок в процессе тампонирования применение известного тампонажного раствора может вызвать необратимые осложнения в скважине - привести к аварийным ситуациям из-за высокой вероятности прихвата рабочего инструмента. Кроме того, известный тампонажный раствор имеет недостаточно высокую проникающую способность в каналы и поры изолируемого пласта из-за низких реологических свойств, невысокую седиментационную устойчивость и ограничения по температуре в скважине.
Техническим результатом изобретения является создание тампонажного раствора с повышенными реологическими свойствами, повышенной стабильностью, седиментационной устойчивостью от 1 до 10 сут, стойкостью в агрессивных средах и сохранением своих свойств в интервале температур от 20 до +200°С. Без контакта с водой тампонажный раствор не теряет своих технологических свойств довольно продолжительное время (до 10 суток), что позволяет его приготовить заблаговременно или использовать остаток на следующей скважине.
Необходимый технический результат достигается тем, что тампонажный раствор включает следующие компоненты, мас.%:
гидравлическое вяжущее
70÷85
поверхностно-активное вещество (ПАВ) «АБР»
0,1÷0,2
ПАВ «нефтенол ВКС-Н»
0,1÷0,3
жидкая углеводородная фаза
остальное
Кроме того, тампонажный раствор может включать дополнительно в свой состав хлорид кальция или кальцинированную соду для регулирования сроков схватывания.
Тапонажный раствор в соответствии с настоящим изобретением является полидисперсной суспензионной системой, твердение которой связано с выделением углеводородной фазы при контакте с водой, что обеспечивает образование камня.
В качестве гидравлического вяжущего тампонажного раствора могут быть использованы:
тампонажный портландцемент-ПЦТ-1, ПЦТ-2(ГОСТ 1581-78);
цементы и их смеси в соответствии с ГОСТ 9002-96 (DylogCem, класс G), ОСТ 39-017-75, ТУ 39-1-224-76, ОСТ 39-014-75, ТУ081-75, ТУ 39-01-08-469-79;
гипс строительный (ГОСТ 125-79).
Тип гидравлического вяжущего выбирают в зависимости от задач тампонирования и условий крепления скважины.
При применении в качестве гидравлического вяжущего тампонажного портландцемента или цемента и необходимости снижения плотности тампонажного раствора применяют порошкообразный гипс.
Гидравлическое вяжущее является дисперсной фазой настоящего тампонажного раствора.
Углеводородная фаза является дисперсионной средой предлагаемого раствора. В качестве углеводородной фазы могут быть применены:
дизельное топливо (ГОСТ 305-82);
очищенная (безводная) нефть;
газоконденсат.
Поверхностно-активное вещество (ПАВ) «Нефтенол «ВКС-Н» (ТУ-2483-048-17197708-99) применяют в качестве стабилизатора свойств тампонажного раствора. НЕФТЕНОЛ ВКС-Н представляет собой смесь анионоактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе оксиэтилированных нонилфенолов и водного раствора хлорида калия. Нефтенол ВКС-Н способствует стабилизации суспензии и за счет своих гидрофильных свойств образует на поверхности частиц непрочную пленку, разрушающуюся при вытеснении дизельного топлива пластовой водой, тем самым помогает более полному его замещению и образованию высокопрочного низкопроницаемого цементного камня.
ПАВ «Гидрофобизатор АБР» (ТУ-2483-081-17197708-03) применяют в качестве гидрофобизатора твердой фазы. Гидрофобизатор АБР представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации талового масла и олеиновой кислоты с полиэтилен-полиамином и используется в виде 40% раствора в керосине, дизельном топливе, полиалкилбензолах, олефинах и полиолефинах и их смесях. Гидрофобизатор АБР абсорбируется на поверхности частиц цемента, пептизирует их, увеличивая дисперсность суспензии, при этом улучшается седиментационная устойчивость тампонажного раствора.
Готовый тампонажный раствор характеризуется следующими свойствами:
плотность
1900-1930 кг/м<sup>3</sup> (без облегчающих добавок)
растекаемость
не менее 18-24 см
время хранения
1-10 сут
Готовят предлагаемый тампонажный раствор по обычной технологии, используя в качестве жидкости затворения углеводородную фазу.
Пример 1. В лабораторный металлический стакан наливают, мас.%: 24,8 дизельного топлива и при перемешивании на лабораторной мешалке вводят 0,1 гидрофобизатора АБР и 0,1 Нафтенола ВКС-Н и 75,0 тампонажного цемента марки «G». Смесь перемешивают в течение 10 минут, измеряют параметры тампонажного раствора и проводят испытание на «схватывание». Состав и свойства тампонажного раствора приведены в таблице.
Пример 2. В лабораторный металлический стакан наливают, мас.%: 39,8 дизельного топлива и при перемешивании на лабораторной мешалке вводят 0,1 гидрофобизатора АБР и 0,1 Нафтенола ВКС-Н и 60,0 строительного гипса. Смесь перемешивают в течение 10 минут, измеряют параметры тампонажного раствора и проводят испытание на «схватывание». Состав и свойства тампонажного раствора приведены в таблице.
Приготавливают тампонажный раствор следующим образом.
В чистые (безводные) мерные емкости цементировочного агрегата закачивают требуемое количество углеводородной фазы, например, дизельного топлива, гидрофобизатора, например, ПАВ «АБР» и стабилизатора, например, нефтенола «ВКС-Н». Все это перемешивают насосным агрегатом в течение 15 минут.
Готовый раствор на основе углеводородной фазы перекачивают из цементировочного агрегата в осреднительную емкость, к которой подсоединяют цементировочный агрегат с эжектором. При работе на осреднительную емкость через эжектор вводят необходимое количество гидравлического вяжущего, например, цемента. По окончании ввода всего количества гидравлического вяжущего контролируют однородность тампонажного раствора, для чего останавливают перемешивание на 5-10 мин и отбирают пробы тампонажного раствора. Отобранные пробы оценивают на растекаемость, плотность и стабильность. После экспресс-проверки соответствия параметров тампонажного раствора проектным показателям начинают его закачку в скважину. Перед закачкой НЦР в скважину скважина должна быть переведена на нефть, и в системе обвязки не должно быть следов воды во избежание схватывания тампонажного раствора в обвязке и насосно-компрессорных трубах (НКТ). Рекомендуемое время ожидания затвердевания тампонажного раствора (ОЗЦ) - не менее 6 часов. После ОЗЦ скважину промывают нефтью до удаления несхватившегося тампонажного раствора и приступают к освоению. Для увеличения дисперсности тампонажного раствора и глубины его проникновения в водоносный пласт тампонажный раствор прокачивают через гидравлический диспергатор-эжектор в течение 2-5 циклов при перепаде на диспергаторе-эжекторе не менее 40 атм. При этом конкретное давление и количество циклов устанавливают по факту увеличения дисперсности тампонажного раствора (гидравлического вяжущего) в 1,3-2,5 раза.
При необходимости регулируют свойства тампонажного раствора. За счет изменения соотношения поверхностно-активных веществ и добавок реагентов регуляторов сроков схватывания, вводимых в углеводородную фазу (порошкообразных и сухих: хлорид кальция, кальцинированная сода), регулятора плотности (порошкообразного гипса) достигают направленное регулирование реологических характеристик НЦР, сроков схватывания, плотности и фильтрационных потерь при высокой прочности и низкой проницаемости цементного камня.
3
При необходимости использования облегченного (до 1,45 г/см) тампонажного раствора применяют строительный гипс. Гипс затаривают в расчетном количестве в цементосмесительные машины и вводят в тампонажный раствор ПАВ или предварительно шихтуют, например, с тампонажным портландцементом. В обоих случаях для равномерного распределения гипса необходимо использовать осреднительную емкость.
Применение тампонажного раствора по настоящему изобретению позволяет обеспечить ликвидацию осложнений в скважине на разных стадиях - ее строительства, подготовки к эксплуатации и собственно эксплуатации, а именно:
- проводить селективную изоляцию пластовых вод при бурении и эксплуатации;
- за счет комплекса ПАВ улучшить смачиваемость гидравлического вяжущего и уменьшить расход углеводородной фазы;
- за счет хороших реологических свойств и повышенной проникающей способности глубже закачать в водопроявляющий пласт;
- за счет высокой стабильности и несхватывания без присутствия воды легко вымыть из продуктивного, например, нефтенасыщенного пласта;
- за счет высокой седиментационной устойчивости без контакта с водой сохранять подвижность в течение длительного времени (1-10 суток);
- сохранить устойчивость ствола скважины и естественную проницаемость продуктивного пласта;
- сократить время освоения, снизить обводненость продукции и повысить дебит скважин по нефти;
- камень на основе тампонажного раствора стоек в агрессивных средах (быстрорастворимые соли) и широком диапазоне температурных условий в скважине (20-200°С);
- ввиду отсутствия опасности схватывания тампонажного раствора в процессе работ его можно продавливать в отверстия фильтра без ограничения срока, при минимальной подаче насосов. Взаимодействуя с минимальным количеством воды в трещинах пласта, раствор образует прочный камень, препятствующий поступлению воды к фильтровой зоне.
№ п/п
Состав, мас.%
Плот-ность,кг/м<sup>3</sup>
Условнаявязкость,сек
Растекае-мость, см
Вытеснениедиз.топлива, %
Прочность цементного камня
Проницаемость цементного камня по воде при перепаде давления 5 МПа; мД
на сжатие, МПа
на изгиб, МПа
1
Цемент «G»-75,0 АБР- 0,1 ВКС-Н-0.1 ДТ-24,8
1850
150
не менее 25
58
12,7
7,3
0,5
2
Цемент «G»-82,0 АБР - 0,2 ВКС-Н - 0,3 ДТ-17,5
2100
218
18
52
15,8
9,7
0,1
3
Цемент «G» - 78,5 АБР - 0,15 ВКС-Н - 0.2 ДТ - 21,15
1970
185
25
54
13,9
8,4
0,25
4
Цемент «G» - 60 АБР - 0,0 ВКС-Н - 0.0ДТ - 40
1550
220
13
68
3,7
0,9
1,5
5
Цемент «G» - 40 Гипс - 35 АБР - 0,1 ВКС-Н - 0.1 ДТ - 24,8
1780
222
18
51
5.9
2.2
1.0
6
Гипс-60 АБР-0,1 ВКС-Н-0.1 ДТ-39,8
1410
185
25
58
1,9
0,4
3,0
7
Цемент «ПЦТ-1»-75 АБР- 0,1 ВКС-Н-0.1ДТ-24,8
1847
138
25
57
12,6
6,7
0,6
8
Цемент «ПЦТ-2»-75 АБР- 0,1 ВКС-Н-0.1 ДТ-24,8
1854
147
25
56
12,9
5,8
0,4