Тампонажный состав

 

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 тетраэтоксисиланаи 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

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (19) 011

3(А) Е 21 В 33 138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ГЮ ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И OTHPblTHA

t

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ го пласта, он дополнительно содержит продукт переработки кубового остатка — отхода производства тетраэтоксисилана- и диметилдихлорсилан при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

Фе нолфор м ал ьдегидная смола 100

Кислотный

0,01-0,60

0,02-0,20

0,50-1,00

50-100

0,01-0, 10 (21) 3510257/22-03 (22) 1! .11.82 (46) 15.03. 84. Бюл. Р 10 (72) Г.И.Швед, Б.А.Оввян и А.Г.Ивед (71) Грузинское комплексное научноисследовательское и проектное отделение института "СевЕавНИПИнефть (53) 622 . 245 . 5 (088 ° 8) (56) 1. Авторское свидетельство СССР

У 591581, кл. E 2! В 33/138, 1978.

2. Автор ское свидетельство СССР

У 726311, кл.E 21 В 33/138, 1980. (54 ) (57) ТАИПОНАЖННЙ 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 нефтегазовоот ве рди тель

Поверхностно-акти вное веще ст во

Углеводородная жидкость

Продукт переработки кубового остатка— отхода произ водства тетраэтоксисилана

Диме тилдихл ор— сил ан

1079822

Изобретение относится к производству тампонажных составов, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности дчя крепления рыхлых песчаных пород и изоляции пластовых вод при бурении, заканчивании и эксплуатации скважин.

Известен таипонажный раствор для крепления рыхлых песчаных пород призабойной зоны скважин (!), включаю- !О щий,вес.ч., фенолформальдегидная смола 100; бензосульфокислота 1821 20; ортофосфорная кислота 7,409,70; диэтиленгликоль 5,60-7, 10; алюминиевая пигментная пудра 1„50l,95; поверхностно-акти вное веще ство 2,90-3,20.

Недостатком этого раствора является то, что он применяется

1олько для крепления призабойной зо- щ ны скважины (3 — 5 и) и не может быть использован для крепления продуктивной части пласта по всей его мощнос. ти.

Наиболее близким к предлагаемому 25 по составу является тампонажный состав, включающий фенолформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, поверхностно — активное веще ство, углеводородную жидкость. Раствор легко 30 проникает в поры пласта, цементируя рыхлые песчаные породы с сохранени ем естественной проницаемости при, з бойной зоны, изолирует, а также поглощает пластовые воды, э аполняет каверны, раст воряет смолистые вещества в пласте (2) .

Недостатком этого раствора является то, что он не позволяет селективно изолировать пластовые воды в нефтеводоносных пластах и полностью исключить Приток воды в скважину,что в итоге снижает добычу нефти (не обеспечивает полной ее добычи).

Кроме того, применение данного раст- 45 вора не дает воэможности осуществлять крепление рыхлых песчаных пород по всей продуктивной части разреза нефтегазового пласта вследствие того, что присутствие наполнителя — кварцевого песка, не позволяет раствору проникать далеко в пласт из-за оседания песка.

Цель изобретения — улучшение там-55 понирующих свойств состава sa счет обеспечения селективной изоляции пластовых вод нефтегазового пласта.

Поставленная цель достигается тем, что тампонажный состав, включающий фенолформальдегидную смолу, кислотный отвердитель,поверхностно-активное вещество, углеводородную жидкость, дополнительно содержит продукт переработки кубового остатка — отхода производства тетраэтоксисилана — и диметилдихлорсилан при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: енолформальдегидная смола 100

Кислотный от0,01-0,60 вердитель

Поверхностноактивное ве0,02-0,20

0,50-1,00 шест во

У гл еводор од ная жидко сть

Продукт переработки кубового остаткаотхода производства тетраэтоксисилина

Диметилдихлор— силан

50 — 100

0,01-0,10

Введение в тампонажный состав продукта переработки кубового остатка — отхода производства тетраэтоксисилана, 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 пластах, а образующийся в результате гидролиэа ППС-2 продукт (полимер) обладает проницаемостью по нефти (нейтрален к нефти) и непроницаем по воде, т.е. способен селективно изолировать пластовые воды, а диметилдихлорсилан является катализатором ,-дя. ППС-2.

Тампонажный состав получают механическим смешением компонентов °

Пример 1. В 100 r фенолформальдегидной смолы COK 3012 (ГОСТ

20907-75) добавляют 50 г продукта переработки кубового остатка — отхода производства тетраэтоксисилана (ППС-2) (ТУ 6-02-4 — 5-8! ), 0,01 г диметилдихлор силана (ГОСТ 16485 — 70 ),i

15

25

ЗО

Для определения качественных характеристик предлагаемого тампонажного состава проводят лабораторные ис40 пытания которые заключаются в изме1 реник изменения объема в процессе загустевания состава (дилатации), определении начала загустевания, определении проницаемости отвержденных образцов и испытании их на проч45 ность.

Полученные результаты приведены в табл. 2.

55 з 10

0,02г поверхностно-активного вещества апкиларилсульфоната (ТУ 38-7- .

52-69), 0,01 r кислотного отвердителя - 103-ной соляной кислоты, и

0,5 г углеводородной жидкости — безводной нефти (газоконденсата) . Компоненты перемешивают. После отверждения образца определяют его проницаемость на приборе АКИ-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-IО, равен 79,7 кгс/см2 при давлении I кгс/с:". и 250С.

Пример 2. К 100 г смолы

СФЖ 3012 прибавляют 75 r ППС-2, 0 05 r диметилдихлорсилана, 0,,15 r алкиларилсульфоната, 0,3 r 10 -ной соляной кислоты и 0,7 r безводной нефти (газоконденсата). Полученный после перемешивания и отверждения образец тампонажного состава имеет предел прочности на сжатие при давлении 600 кгс/с4 и 120 С 130, 1 кгс/см . о

Проницаемость образца по воде — О, по нефти — О, 85 Д.

Пример 3. 100 r смолы

СФЖ 3012 смешивают со 100 г ППС-2. прибавляют О, 1 r диметилдихлорсилана, 0,2 r алкиларилсульфоната 0,6 r

I0X-ной соляной кислоты, I г безводной нефти (газоконденсата).Отвержденный состав имеет предел прочности на сжатие при 25оС и давлении

1 кгс/см2 40,2 Krc/см2, проницаемость по воде — О, по нефти — 0,89 Д.

Применение тампонажного раствора на практике осуществляют следукщим образом.

П р. и м е р 4. В эксплуатационной скважине предварительно очищают от песка забой скважины, переводят ее не дегазированную нефть и определяют приемистость. В одном цементировочном агрегате АН-700 готовят смесь фенолформальдегидной смолы с поверхностно-активным веществом и кислотным катализатором, во втором — смесь продукта переработки кубового остатка — отхода пр ои з вод ст ва те тр аэтокси силана, с диметилдихлорсиланом, в третий заливают углеводородную жидкость — безводную нефть (гаэоконденсат) .

Состав закачивают в скважину по насосно-компрессорной трубе (HIT) в следукщей последовательности: бу79822 4 фер — безводная нефть (газоконденсат) в количестве 1-3 м, затем иэ трех цементировочных агрегатов через смеситель эакачивают компоненты тампонажного состава и снова 1-2 м9 буфера. После этого осуществляют продавку смеси на забой нефтью (газоконденсатом) в объеме HKT и колонны от НКТ до забоя.

Скважину закрывают для отверждения состава на 24-48 ч в зависимости от температуры забоя.

Пример 5. При эаканчивании скважины буреним, включакзцим полное вскрытие продуктивного пласта, спуск до забоя обсадной колонны, цементирование ее и перфорацию, закачку тампонажного состава в пласт под давлением выше ожидаемого давления цементирования производят в процессе цементирования по всему продуктивному пласту.

Тампонажный состав закачивают в скважину, не останавливая процесс цементирования, следующим образом.

Вначале в скважину закачивают 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.1.

Иэ данных табл.2 видно, что предлагаемый состав обладает предъявляемым к тампонажным составам требованиям 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

5 1079822 сотен метров); применять его как при эаканчивании скважин бурением, так и в процессе эксплуатации скважин; упростить процесс приготовления и использования состава; изготавливать его из доступного неде ицитного сырья.

Годовой экономический эффект от использования изобретения — 65 4 тыс. руб ° на одну скважино-обработку.!

Т аблица l

Содержание компонентов, мас.ч., в составах

Компоненты

Фенолформальде гидная смола 100 100 100 100 100 100 00

100 100 100

50 75 100

0,02 0,05 0,1

50 50 50 75 75 100 100

ППС-2

Диметилдихлорсилан 0,01 0,02 0,09 0,03 0,05 0,01 0,1

Поверхностно-акгивное веще ст во

0,02 0,03 0,04 0,0? 0,15 0,20 0,2 0,04 0,15 0>5

107-ная соляная кис0,01 0,02 0,5 0,3 0,6 0,05 0,6 0,05 0,3 0,6 лота

Безводная нефть (газоконденсат) 0,5 0,6 0,8 0,5 1,0 0,5

l,0 0,8 0,7 1,О

Таблица2 Предел

Вр емя окончания дилатации, ч-мин

Давление, 2 кгс/см

Температу— ра, С а

Проницаемость

Состав, У пр очно— сти на от вержде н но го образца, Д, по сжатие, кгс/см 2 воде нефти

Составитель Н.Конюшенко

Техред И.Гергель Корректор В. Гирняк

Редактор Н.Киштулинец

Заказ 1285/33 Тираж 564 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4

2

4

6

8

9.

6 — 15

4-23

Π— 47

0-41

0-54

0-65

0-44! !

I !

1

600

120

79,7

53,4

34,2

35,4

38,8

36,7

40,2

140,2

130,1

131,7

O,OI

О

О

0,02

0,0!

О

0,03

О

0,73

0,91

0,87

0,78

0,81

0,67

0,89

0,59

0,85

0,92