Тампонажный состав Советский патент 1984 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к производству тампонажных составов, и может быть использовано в нефтегазодо бывакщей промышленности для крепления рыхлых песчаных пород и изоляции пластовых вод при бурении, зака чивании и эксплуатации скважин. Известен тагтонажный раствор для крепления рыхлых песчаных пород при забойной зоны скважин ij , включающий,вес. ч.: фенолформапьдегидная смола 100; бензосульфокислота 82,20; ортофосфорная кислота 7,409,70; диэтиленгликоль 5,60-7, 10; алюминиевая пигментная пудра 1,501,95; поверхностно-активное вещество 2,90-3,20. Недостатком этого раствора является то, что он применяется только для крепления призабойной з ны скважины (З-5м) и не может быт использован для крепления продукти ной части пласта по всей его мощн . ти. Наиболее близким к предлагаемому по составу является тампонажный со тав, включающий фенолформальдегидну смолу, кислотргый отвердитель, поверхностно-активное вещество, углеводородную жидкость. Раствор легко проникает в поры пласта, цементируя рыхлые песчаные породы с сохранени|ем естественной проницаемости при|3абойной зоны, изолирует, а также поглощает пластовые водь1, заполняет каверны, растворяет смолистые вещества в пласте . Недостатком этого раствора является то, что он не позволяет селе тивно изолировать пластовые воды в нефтеводоносных пластах и полностью исключить rtpHTOK воды в скважину,чт в итоге снижает добычу нефти (не обеспечивает полной ее добычи). KpOKffi того, применение данного раст вора не дает возможности осуществлять крепление рыхлых песчаных пород по всей продуктивной части разреза нефтегазового пласта вследствие того, что присутствие наполнителя - кварцевого песка, не позво ляет раствору проникать далеко в пласт из-за оседания песка. Цель изобретения - улучшение та понирующих свойств состава за счет обеспечения селективной изоляции пластоилх вод нефтегазового пласта Поставленная цель достигается тем, что тампонажный состав, включаюЕций фенолформальдегидную смолу, к ислотный отвердитель,поверхностно-активное вещество, углеводородную жидкость, дополнительно содержит продукт переработки кубового остатка - отхода производства тетраэтоксисилана- и диметилдихлорсилан при следуклцем соотношении ко1 понентов, мае,ч,: Фенолформал ьде гидная 100 Кислотный от0,01-0,60 вердитель Поверхностноактивное ве0,02-0,20 щество Углеводородная 0,50-1,00 жидкость Продукт переработки кубового остаткаотхода производства тетраэтоксисили50-100на Диметилдихлор0,01-0,10 силан Введение в та тонажный состав продукта переработки кубового остатка - отхода производства тет- раэтоксисилана, и диметилдихлорсилан в указанных соотношениях обеспечивает увеличение добычи нефти за счет селективной изоляции пластовых вод и крепления рыхлых песчаных пород продуктивной части нефтегазового пласта, вследствие того, что продукт переработки кубового остатка - отхода производства тетраэтоксисилана (ППС-2) , гидролизуется в присутствии воды, содержащейся в нефтегазовых гтастах, а образующийся в результате гидролиза ППС-2 продукт (полимер) обладает проницаемостью по нефти (нейтрален к нефти) и непроницаем по воде, т.е, способен селективно изолировать пластовые воды, а диметилдиялорсилан является катализатором ;,Г1Я 1ШС-2, Тампонажный состав получают механическим смешением компонентов, Пример,В100г фенолформапьдегидной смолы 3012 (ГОСТ 20907-75) добавляют 50 г продукта переработки кубового остатка - отхода производства тетразтоксисилана (1ШС-2) (ТУ 6-02-4-5-81), 0,01 г иметилдихлорсилана (ГОСТ 16485-70),j 0,02г поверхностно-активного вещест ва апкиларилсульфоната (ТУ 38-752-69), 0,01 г кислотного отвердите ля - 10%-ной соляной кислоты, и 0,5 г углеводородной жидкости - без водной нефти (газоконденсата). Комп ненты перемешивают. После отверждения образца определяют его проницаемость на приборе АКМ-2, которая равна по воде - 0,01 Д, по нефти 0,73 Д. Предел прочности на сжатие, определенный после автоклавирования образца с применением пресса типа ПСУ-10, равен 79,7 кгс/см при давлении 1 кгс/с:. и 25с. Пример2. КЮОг смолы 3012 прибавляют 75 г ППС-2, 0,05 г диметштдихлорсилана, 0,15 г апкиларилсульфоната, 0,3 г 10%-ной соляной кислоты и 0,7 г безводной нефти (газоконденсата). Полученный после перемешивания и отверждения образец тампонажного состава имеет предел прочности на сжатие при дав лении 600 к гс/см и 120с 130,1 кгс/см Проницаемость образца по воде - О, по нефти - О,85 Д. Пример 3, 100 г смолы СШ 3012 смешивают со 100 г Ш1С-2. прибавляют 0,1 г диметилдихлорсилана, 0,2 г апкиларилсульфоната 0,6 г 10%-ной соляной кислоты, I г безвод ной нефти (газоконденсата).Отверждеиный состав имеет предел прочност на сжатие при 25°С и давлении 1 кгс/см 40,2 кгс/см, проницаемость по воде - О, по нефти - 0,89 Применение тампонажного раствор на практике осуществляют следующим образом. Пр. имер4. В эксплуатационно скважине предварительно очищают от песка забой скважины, переводят ее не дегазированную нефть и определяю приемистость. В одном цементировочн агрегате АН-700 готовят смесь фенол фор мал ьдегидной смолы с поверхностно-активным веществом и кислотным катализатором, во втором - смесь продукта переработки кубового остат ка - отхода производства тетраэтоксисилана, с диметилдихлорсиланом, в третий заливают углеводородную жидкость - безводную нефть (газоконденсат) , Состав закачивают в скважину по иасосно-компрессорной трубе (НКГ) в следующей последовательности: буфер - безводная нефть (газоконденсат) в количестве 1-3 м , затем из трех цементировочных агрегатов через смеситель закачивают компоненты тампонаэ ного состава и снова 1-2 м буфера. После этого осуществляют продавку смеси на забой нефтью (газоконденсатом) в объеме НКТ и колонны от НКТ до забоя . Скважину закрывают для отверждения состава на 24-48 ч в зависимости от температуры забоя. П р и м е р 5. При замвнчивании скважины буреним, включающим полное вскрытие продуктивного пласта, спуск до забоя обсадной колонны, цементирование ее и перфорацию, закачку тa moнaжнoгo состава в пласт под давлением выше ож11даемого давления цементирования производят в процессе цементирования по всему продуктивному пласту. Тампонажный состав закачивают в скважину, не останавливая процесс цементирования, следующим образом. Вначале в скважину закачивсцот 5 м буфера (воды), затем {расчетное количество тампонажного состава.потом снова буфер - в количестве 3 м| и осуществляют продавку состава буровым раствором. Скважину закрывают на 48 ч. Примеры тампонажных составов приведены в табл.. /1пя определения качественных характеристик предлагаемого тампонажно- го состава проводят лабораторные испытания которые заключаются в измерении изменения объема в процессе загустевания состава (дилатации), определении начала загустевания, опреелении проницаемости отвержденных образцов и испытании их на прочность. Полученные результаты приведены в табл.2. Из данных табл.2 видно, что предагаемый состав обладает предъявляеым к тамионажньтм составам требованим по прочности и проницаемости. Тампонажный состав дает возможность исключить водоприток в скважину; обеспечить крепление продуктивной части нефтегазового пласта по всей его мощности (от десятков до

S1079822

сотен метров); применять его как приего из доступного неде(1ицитного сызаканчивании скважин бурением, так ирья,

в процессе эксплуатации скважин; уп-Годовой экономический эффект от

ростить процесс приготовления и ис-использования изобретения - 65,4 тыс.

пользования состава; изготавливать5 руб. на одну скважино-обработку.

ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ, включающий фенолформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, поверхностно-активное вещество, углеводородную жидкость, отличающийся тем, что, с целью улучшения тампонирующих свойств состава за счет обеспечения изоляции пластовых вод нефтегазового пласта, он дополнительно содержит продукт переработки кубового остатка - отхода производства тет- раэтоксисилана- и диметилдихлорсилан при следующем соотношении компонентов, мае.ч.:Фе НОЛ фор м ал ьде- 1'идная смола100Кислотныйотвердитель0,01-0,60Поверхностно-активное вещество0,02-0,20 Углеводородная жидкость0,50-1,00 Продукт переработки кубового остатка - отхода производства тетра-этоксисилана50-100Диметилдихлорсилан0,01-0,10i(Л

Таблица 1