Тампонажный раствор

Тампонажный раствор

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

On АНИ Е

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

«»72633 1

Союз Советскмх

Соцкалксткческмх

Республнк

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

/ (61) До««олнительное к авт. свиЛ-ву (22) Заявлено 23.05.78 (2! )2619607/22-03 с присоединенКем заявки .%(51) М. Кл.

E 21 В 33/13,".

Гоеударстееииый комитет

СССР (23) Приоритет по депам иэобретеиий и открытий

Опубликовано 05.04.80. Бюллетень М 13

Дата опубликования описания 08.04.80 (53) УДК 622.245.44 (088,8) (72) Авторы изобретения

Г. М. Швед, М. А. Романов и Т, В, Чернова

Краснодарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности и Нефтегазодобывающее управление Приазовнефть Министерства нефтяной промышленности СССР (7I) Заявители (54} ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР. Изобретение относится к производству тампонажных растворов, в частности для крепления рыхлых песчаных пород, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Известен тампонажный раствор, содержащий мочевиноформальдегидную смолу и кислотный отвердитель 1

Однако он уменьшает естественную проницаемость призабойной зоны, размывается водой.

Наиболее близким по составу из уже известных является тампонажный раствор, г содержащий фенолформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, наполнитель, и добавки - жирные кислоты, ам««ны и перекиси $25

Однако указанный раствор не обеспечивает хорошего качества цементирования рыхлых песчань«х пород из-за снижения эп естественной проницаемости пласта и преждевременного схватывания.

% 11ель«о изобретения является тампо«тажный раствор для цементирования рыхлых песчаных пород, способный сохранять естественную проницаемость призабойной зоны, позволяющий изолировать, а также поглощать воду, заполнять каверны, растворять смолистые вещества в пласте, про,никать легко в поры пласта, сохраняя при этом достаточные механические свойства, что обеспечивает повыше ние эффективности крепления рыхлых песчаных пород и изоляцию пластовых вод.

Поставленная цель достигается тем, что в тампонажный раствор, содержащий фенолформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, наполнитель и добавки, в качестве добавок вводят гидрофобную кремнийорганическую жидкость, уменьшающую проницаемость по воде, смесь диоксановых спиртов и эфиров T-66, поглошающих воду, углеводородную жидкость (газолин) длч растворения смолистых веществ в призабойной зоне и поверхностно-активное вещество, способствующее лучшему проникновению смол IIo пласту (в качестве наполнителя используют кварцевый песок фракции 0,2-0,8 мм, предназначенныч для заполнения каверны), при следующем еоотношени и компонентов, вес.ч.:

Фе пол-формальдегидная смола

1 100

Кислотный отверди гель 0,26-1,05

Наполнитель 8,60-24,2С

Гидрофобная кремнийорганическая жидкость 0,03-0,45 .Смесь диоксановых спиртов и эфиров 8,0-32, 1 6

Углеводородная жидкость 0,7 3-1,08

Поверхностнс -активное вещество 0,03-0,32Пример 1. В .100 r фенолфор- мальдегидной смолы ВР-1 добавляют

0,03 г гидрофобной кремнийорганической жидкости, 8,0 г смеси диоксановых спиртов и эфиров T-66, 0,73 г углеводородов (газои на), 0,03 r поверхностно-активного вещества,8,6 кварцевого песка и 0,26 г отвердителя — разбавленной 5%ной соляной кислоты. Получе. ный тампонажный раствор заливают в формы размером 20 20 ° 100 мм a помешают в ав.. токлав при температуре 90 С на 24 ч.. о

Через 24 ч на прессетипа ПСУ-10 опРеделяют прочность на сжатие, она равна 138 кгс/см . Проницаемость определяют на приборе АКМ-2 при. температуре

65оС, которая соответственно равна: по воде 0,075, по нефти 0,42Д. Тампонаж ный раствор без песка заливают в консистометр KLt-3 при температуре 90 С.

Через 73 мин наблюдают изменение вязкости; а чере"- 87 мин - начало отверждения смеси.

Пример 2. В 100 г фенолформальдегидной смолы добавляют 0,15 r гидрофобной кремнийорганической жидкос1

26311

4 ти, 0,06 г поверхностно-активного вещества, 14,0 г смеси диоксановых спиртов и эфиров Т»66, 0,85 r углеводородов (газолина). Полученный раствор смешивают с 0,56 г 0,5О/-ной соляной кислоты-отвердителем, а затем в раствор вводят 16,0 r кварцевого песка фракции

0,2-0,8 мм. Полученный раствор залп« вают в формы размером 20 20 100 мм и помешают в автоклав при температуре

110оС на 24 ч. Через 24 ч определяют прочность на сжатие, оиа равна

139 кгс/см ; проницаемость соответственно равна: по воде 0,062, по нефти

0,47Д. Тампонажный раствор без песка заливают в консистометр КЕ1-3 при температуре 110 С. Ч рез 41 мин наблюдают изменение вязкости, а через 59 мин начало отверждения.

Пример 3. В 100 г фенолформальдегидной смолы добавляют 0,45 г гидрофобной кремнийорганической жидкости, 0,32 г поверхностно>-активного вещества, 32,16 г смеси диоксановых

25 спиртов и эфиров Т-66, 1,08 г углеводородов. Полученный раствор смешивают с 1,05 г 10%-ной соляной кислоты - от вердителем, а затем в раствор вводят

24,2 r кварцевого песка фракции 0,230 г>

Оъо мм.

Полученный раствор заливают в стакан и помешают в термостат при температуре 65цС ча 48.ч. Через 48 ч образец испытывают на прочность и проницаез мость. Прочность на сжатие равна

142,4 кгс/см, а проницаемость соответственно равна по воде 0,032; по нефти 0,63 Д.

Основные технологические свойства тампонажного раствора приведены в табяпше.

726311 я (- сЧ я О (,) а а а

O о о о о О О

О р 1 сО сО (р Ю с)

О О О O O о о о o o

î о

O O O O Ф сО cD

СЭ YJ С9 к

o со Я

Я -» сО CD О О

o o o о с9 т-( о с 3 с0 о д л д

o o o « Д с Д

О О О 0 o O o

Я Э (Q сО д д

o o - „ ...„со

О о о оооо о ю о о а

Ю cQ Ю со с Ф сО ,.{ сч я сч

Ю со а о а со сч л о со о o o о o o o

О О О О О О О

O O O O О O O

\ ) 11 т 1 1 1

o o со o o . nl

Г= сО < а

\, Д в

О О

О О о о сО ф Р 1 у

7 ...,:, 7Я43

Иэ таблицы видно, чу тамп9нржный, i раствор полностью отвечает требованиям качественного крепления рыхлых песчаных пород.

Осуществление применения тампонажного раствора на практике достигается следующим образом.

При подготовке скважины к обработке, забой ее очищают. от песчаной пробки, пе-, реводят на дегазированную нефть и определяют приемистость. В цементировочном агрегате приготавливается смесь фенолформальдегидной смолы, отвердителя, гидрофобной кремний - органической жидкости, псверхностно-активного вещества, сме15 си диоксановых спиртов и эфиров, углеводородов, Эта смесь является одновременно и жидкостью-песконосителем. В .пескосмесительном агрегате заготавливают песок.

Приготовленная смесь подается в леско смеситель, где приготавливается смолопесчаная смесь и подается через цементировочный агрегат АН-7.00 в насосно компрессорные трубы. Перед подачей при25

Готовленной смеси "кислотным агрегатом, до и после подается по 0;5 т концентри» рованной технической с оляной кислоты, разделенной буфером нефти в обьеме

0,2 т. Таким образом, первой в насосно,компрессорные трубы подается кислота,, затем нефть, потом тампонажный раствор, затем снова нефть 0,2 т, кислота 0,5 т и продавочная жидкость (нефть) в обьеме насосно-компрессорных труб . После пр з35 давки смеси закрывают насосно-компрессорные трубы и в затрубное пространс вво подают 0,2 т нефти. После этого скважину закрывают на реагирование сроком на, 15-72 ч в зависимости от температуры забоя.

Промышленное испытание тампонажнсьI о раствора на нефтяной скважине 84

Анастас гиевско-Троицкого месторождения показало, что проницаемость призабойной зоны не нарушается. Дебит скважин с

10,9 т/сут. увеличился при одном и том же штуцере 3,2 мм до 15;7 т/сут., а процент воды снизился с 17,6% перед обработкой до 0,3% после обработки. Соответственно выросли и давления на бу ере и отрубном пространстве. До об-работки они составили 13/12, цосле25/Л.2 кгс/см .

11

Тампонажный раствор применим в скважинах с температурой забоя 20110 С.

Предложенный тампонажный раствор обладает следующими преимушествами: обеспечивает надежное крепление призабойной зоны с заполнением выработок каверн) и изоляции пластовой воды; увеличивает экономическую эффективность процесса за счет применения ограниченных объемов дорогостоящих и дефицитных материалов; обеспечивает минимальные затраты времени на освоение скважины .без разрушения приэабойной зоны и ее эксплуатацию на технологическом режиме без выноса песка.

Тампонажный раствор прост в изготовлении и может быгь использован для крепления рыхлых пород и изоляции пластовых вод. Э ономическая эффективность в год составляет около 150 тыс,руб.

Формула изобретения.

Тамп раствор, содержащий в качестве основы фбнолформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, наполнитель и добавки, отличающийся тем, что, с целью улучшения качества цементирования рыхлых песчаных пород, в качестве добавок используют гидрофобную кремнийорганическую жидкость, смесь диоксановых спиртов и эфиров, углеводородную жидкость и поверхностноактивное вещество при следующем соотношении компоненгов, вес.ч.:

Фенолформальдегидная смола 100

Кислотный отвердитель 0.26-1,05

Наполнитель 8,60-24,20 Гидрофобная кремнийорганическая жидкость 0,03-0,45

Смесь диоксановых спиртов и эфиров 8,0-32,16 . Углеводородная жидкость 0 73-1,08

Поверхностно-активное вещество 0,03-0,32

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

Б 300592, кл. Е 21 В 33/138, 1966.

2. Патент Cll1A Л 3759327, кл. 166-33, опублик. 1973 (прототип).

0НИИПИ Заказ 860/20 Тираж 626 Подписное

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