(54) Т МПОНАЖНЫЙ РАСТВОР
tsa времени приготовления .тампонаж н61«ё раств6ра на 1т6вёрхнЬсти Г2 30 мин) и времени прокачивания его по трубам (25-40 мин), т.е. жеяатинмэаци начинается при выходе раствора из труб/ чем исключается раэ1 в -вгО- пластовыми водами.
Пример. Для получения предлагаемогр тёилпонажного раствора в лаЬораторных .слрвйях был1Г исполь--дювййы: 1ШчёвиШ$орШ1Льдег смо.ла марки УКС, ГОСТ 14231-69, однородная сиропообразная жидкость белого цвета; полйакриламид (ПАА) (ТУ 6-01-1049-76) п)ед ст&влявдйЙс6бой желеобразное вещество; хЛорабе железо, ГОСТ 4147-74; вода водопроводная общей жесткостью 4 мг-экв/л.
Предлагаемый тампонажнЫй раствор в лабораторных условиях получают следующим .
Вначале готовят раствор хлорного железа, для чего 0,5-0,7 г хлорного железа рас воряют/в расчетгном количестве ЙОДЫ, сост ёляющим часть от ее общего количества. Затей Отдельно готовят раствор ЙАА, для, чего 0,1-0,5 г ПЙА растворяют
J9 оставшемся количестве воды. Далее в лабораторную мешалку помещают смолу, добавляют туда раствор поли, акрила1 ида и перемешивают все в течение 2 мин со скоростью 100- 200 об/мин. в ту же лабораторную мешалку постепенно вливают 10%ный раствор хлорного железа и продолжают перемешивание еще в течение 30 мин. с Toia же скоростью. Полученный раствор заливают в формы и выдерживают в течение суток. Затем образцы образрзвавшегося тампонажного камня вынимают из форм и помещают в минерализованную воду.
В каждом опыте определяли струк5 турно-.механические свойства как самого тампонажного раствора, так и образующегося тампонажного камня.
Свойства Тампонажного раствора 0 сравнивали со свойствами известного тампонажного раствора содержащего мочевиноформальдегидную смолу МФФ-М, хлорное, железо и воду (прототип).
Данные о составе и свойствах из5 вёстного и предлагаемого тампонажных растворов приведены.в табл. 1.
Таблица 1
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Тампонажный состав | 1990 |
|
SU1776761A1 |
Резьбовая смазка для свинчивания обсадных и бурильных труб | 1989 |
|
SU1694608A1 |
Тампонажный состав для изоляции зон осложнений при бурении скважин | 1989 |
|
SU1670098A1 |
Состав для изоляции кавернозной части ствола скважины | 1990 |
|
SU1723307A1 |
Тампонажный раствор | 1980 |
|
SU894177A1 |
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЕ | 2009 |
|
RU2405803C1 |
Гелеобразующий тампонажный состав для изоляции кавернозной части ствола скважины в процессе бурения | 1990 |
|
SU1724855A1 |
Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощений и водопритоков в скважинах | 1980 |
|
SU989042A1 |
ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН | 2007 |
|
RU2337123C1 |
Тампонажный состав | 1988 |
|
SU1609967A1 |
Прёдлага., емый 0,5 Остальное -0-40
0,1
1-05
0,5То же
0,1
0,5- 1-050,3 1-35 0,5
0,,7- 1-050,5 0-45
0,8-- . 0,5
Известный
Остальное 0-3 0-г -Н),50 :
52
Есть тре32
2-16 щины
115
Нет . 390
То же I I 370
| 1 382
Есть незна260чительные трещины
Есть тре38,5+ 60,5 щины 5 . Предельные и оптимальные значени ингредиентов тампонажного раствЬра выявленные на .основании проводимых испытаний, приведены в табл. 2. Таблица Мочевиноформ-т альдегидная Полиакриламид 0,3 0,1-0,5 (ПАА) 0,5 Хлорное железо 0,5-0,7 Осталь ВодаОстальное По материалам лабораторных испытаний уст.-новлено, что предлагаемый тампонажный раствор по сравнению с известным образует тампонажный камень без трещин, предел прочности на сжатие которого в 2-6,5 раза выш известного. . Отсутствие трещиноватости позво ляет ликвидировать поглощение за одну заливку, тогда как применение известных тампонажных раствбров- тре бует из-за образования трещин в кам не делать по 2-3 заливки. При использовании такого тампонажного раствора ускоряются опера ции бурения, так как через сутки 8 можно проводить бурение (камень уже через сутки имеет достаточн гю твердость) .. Указанные преимущества позволяют получить ожидаемый экономический эффект при ликвидации поглсидения или водопритоков порядка 5 тыс.руб. на одну обработку. Учитывая, что в год только по предприятиям Министерства нефтяной промышленности вскрывается в среднем около 800 поглощений промывочной жидкости и водопритоков при бурении нефтяных скважин, то ожидаемый экономический эффект в отрасли составит порядка 4 млн.руб. Формула изобретения Тампонажный раствор для изоляции зон Поглощений и водопритоков в пористых и мелкотрещиноватых породах, содержащий мочевино-формальдегидную смолу, хлорное железо и воду, о т л и ч а ю щ и . с я тем, что, с целью повышений предела прочности на сжатие и снижение трещинообразования, раствор дополнительно содержит Полиакриламид при следующем соотношении ингредиентов,, вес.%: Мочевиноформальдегидная смола 60-80 Полиакриламид 0,1-0,5 Хлорное железо 0,5-0,7 Вода Остальное. Источники информации, принятые во внимание при экйпертизе 1.Руденко А.П. и Борисова З.В. . Бурение , № 6, 1972, с. 39-42. 2.Пашков Д.Н. и др., Бурение 10, 1972, с. 33-46,
Авторы
Даты
1979-07-25—Публикация
1978-05-15—Подача