Тампонажный состав Советский патент 1991 года по МПК E21B33/138 

(Л

С

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель - улучшение тампонирующих свойств состава за счет расширения температурного интервала его применения до 150°С при одновременном повышении долговечности состава. Состав включает (мае.ч.) фенолоспирт 100; алкиларилсульфонаты 0,2-0,5, углеводородную жидкость 5-10; продукт переработки кубового остатка - отходы производства тетраэтоксисилана 10-40; диоксан или капролактам 3-5. Состав готовят путем смешения составляющих его компонентов. Состав обеспечивает надежную селективную изоляцию пластовых вод при бурении и эксплуатации скважин, а также крепление рыхлых песчаных пород. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления рыхлых песчаных пород и изоляции пластовых вод при бурении, закачивании и эксплуатации скважин.

Цель изобретения - улучшение тампонирующих свойств состава за счет расшире- ния температурного интервала его применения до 150°С при одновременном повышении его долговечности.

Тампонажный состав включает, мае.ч.: Сь енолосг ирт100

Алкиларилсульфонаты0,2-0,5

Углеводородную жидкость5-10

Продукт переработки кубового остатка - отхода производства тетраэтоксисилана10-40

Диоксан или капролактам3-5

Использование в качестве фенолофор- мальдегидного связующего феноспиртов совместно диоксаном или капролактамом,

выполняющих роль ингибиторов процесса отверждения, позволяет повысить температурный предел применения состава до 150°С Так, например, капролактам замедляет отверждение феноспиртов в 1,6-1,8. а диоксан в 1,45 раза. В то же время наличие в составе таких сильных комплексообразо- вателей, как диоксан и капролактам, приводит к экранированию кислорода гидролитически слабых эфирных связей за счет комплексообразования, а также вырождению связей. Тампонирующие свойства составов представлены в табл. 1 и 2.

Оценка проницаемости кернов определялась на приборе АКМ-2 (аппарат керно- вый модернизированный), предназначенном. для определения проницаемости образцов горных пород (керна) жидкостями. газаг/-1 и смесью жидкостей и газов, а также определения зависимости проницаемости от температуры, пластового давления и горного давления.

ON ГО

Ч

о

ON 00

Представленные в табл. 2 экспериментальные данные позволяют сделать вывод, что составы обеспечивают требуемую жиз- неспгсобность при 150°С и обладают высокими селективными изолирующими свойствами в заявпенном интервале соотношений компонентов.

При выдерживании обработанных составом песчаных образцов при 140 150°С и давлении 25-30 МПа в автоклавных услови- ях в течение 6 мес образцы теряют не более 20% от первоначальной прочности, что свидетельствует об их долговечности и гидролитической стабильности.

Пример 1. В 100 г фенолформальде- гидного резольног олигомера фенолоспир- та ФС-Т1 добавляют 3 г капролактама, 0,2 г ПАВ-алкиларил-сульфоната. 5 г углеводородной жидкости -- нефти и 10 г продукта переработки кубового остатка отхода про- изводства тетраэгоксисилана (ППС-2). Компоненты перемешивают, насыщают ими песок, образец помещают в автоклав при давлении 30 МПа и 150°С, выдерживают 24 ч. После отверждения образца определяют его проницаемость на приборе АКМ-2. Предел прочности на сжатие определяют после автоклавирования образца на прессе, Данные испытаний сведены в табл. 2.

Пример 2. К 100 г фенолоспирга ФС-Т5, содержащего 5 г диоксана, добавляют 0 5 г алкиларилсульфоната, 5 г безводной нефти (газоконд°нсата) и 40 г ППС-2, компоненты перемешивают, насыщают ими песок, образец помещают в автокячв при давлении 30 МПа и 150°С, выдерживают 24 ч. После отверждения образец испытывают аналогично примеру 1.

Пример 3. К 100 г фенолоспирта ФС-Т1 добавляют 5 г капролактама, 0,2 г алкиларилсульфоната, 8 г безводной нефти (ггзоконденсата) и 30 г ППС-2. Компоненты перемешивают, насыщают ими песок, образец помещают в автоклав при давлении 30 МПа и 150°С, выдерживает 24 ч. После от- верждения образец испытывают аналогично примеру 1.

Применение тампонажного состава осуществляют следующим образом.

В эксплуатационной скважине предвз- рительно очищают от пес а забой скважины, переводят ее на дегазированную нефть и определяют приемистость. В одном цементировочном агрегате ЦА-320М готовят тампонирующий состав.

Состас закачивают в скважину по насос- но-компрессорной трубе (НКТ) в следующей

последоьательности: буфер - безводная нефть (газоконденсат) в количестве 1-15 м3, затем закачивают расчетное количество тампонажного состава и снова 1-2 м3 буфера После этого осуществляют продувку смеси на забой углеводородной жидкостью (нефть - газоконденсат) в объеме НКТ и колонны от НКТ до забоя.

Скважину закрывают на 24-72 ч для отверждения состава в зависимости от температуры забоя.

При закачивании скважин бурением, включающим полное вскрытие продуктивного пластя, спуск до забоя обсадной колонны, цементирование ее и перфорацию, закачку тампонажного состава в пласт под давлением выше ожидаемого давления центрирования производят в процессе цементирования по всему продуктивному пласту.

Не останавливая процесса цементирования, тампонажный состав закачивают в скважину следующим образом: в начале в скважину закачивают 2-3 м буфера (нефть), затем расчетное количество тампонажного состава, потом снова буфер (нефть) в количестве 1-2 м и осуществляют продавку состава буровым раствором. Скважину закрывают на 48 ч.

Таким образом тампонажный состав обеспечивает надежную селективную изоляцию и крепление рыхлых песчаных пород.

Формула изобретения

Тампонажный состав, включающий фе- нолоформальдегидное связующее, алкила- рилсульфонаты, углеводородную жидкость, продукт переработки кубового остатка производства тетраэтоксисилана и добавку, о т- личающийся тем, что, с целью улучшения тампонирующих свойств состава за счет расширения температурного интервала его применения до 150°С при одновременном повышении долговечности состава, он в качестве добавки содерхит диоксан или капролактам, а в качестве фенолоформаль- дегидного связующего - фенолоспирт при следующем соотношении компонентов, мае.ч.:

Фенолоспирт100

Алкиларилсульфонаты0,2-0.5

Углеводородная жидкость5-10

Продукт переработки кубового остатка - отхода производства тетраэтоксисиланэ.10-40

Диоксан или капролактам3-5

Зависимость свойств тэмлонажных составов от содержания компонентов

110

50

70

9 С

105

ИЗ

120

133

43

Образцы получены путем пропитки песка с размером частиц 0,2-0,5 мм. Проницаемость песчаных образцов до пропитки составляла 1,2 мкм .

XX

Таблица 1

Таблица 2