Тампонажный состав

(19) (И) Е 21 В 33 138 УДАРСТВЕНН ДЕЛАМ ИЗО ОМИТЕТ СССР ИЙ И ОТКРЫТИЙАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К АВТОРСКОМ ЕТЕЛЬСТВ полнительно содерработки кубовогопроизводства тети диметилдихлорсилотношении компоне о пласта, он д жит продукт пер ст атка - отход аэтоксисиланари следующем с ов, мас.ч.: н 0,01-0,60,02-0 54) (57) ТАИПОНАЖНЕ Й СОСТАВ, включаю дную смолу, кис- поверхностно-аклеводородную жидю щ и й с я тем,0,50-1,00 щии фенолформальдеги лотный отвердитель, тивное веще ст во, уг ость, отли 0-100 1-0 1 О понирующи еспечения ме тилдихл орслан изоляции пластовых е газов(72) Г.Н.Швед, Б.А.Оввян и А.Г.Ивед (71) Грузинское комплексное научноисследовательское и проектное отделение института "СевЕавНИПИнефть (53) 622,245.5(0888)(56) 1. Авторское свидетельство СССР У 591581, кл. Е 2 В 33/38, 1978.2, Авторское свидетельство СССР У 726311, кл.Е 21 В 33/138, 1980. что, с целью улучшения тсвойств состава за счет Фе нолфор м ал ьдегидная смолаКислотныйотвердительПовег.хностно-активное веществоУглеводородная жидкостьПродукт перерабкубового остаткотхода производства тетраэтоксисиланаИзобретение 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 Ц , включаю- О щий, вес. ч,: фенолформальдегидная смола 100; бензосульфокислота 18- 21,20; ортофосфорная кислота 7,40- 9,70; диэтиленгликоль 5,60-7,10; алюминиевая пигментная пудра 1,50- 1,95; поверхностно-активное вещество 2,90-3,20,Недостатком этого раствора является то, что он применяется 1 олько для крепления призабойной зо 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 в активн вещество, углеводородную жидкость. Раствор легко 30 проникает в поры пласта, цементируя рыхлые песчаные породы с сохранением естественной проницаемости при,з бойной зоны, изолирует, а также поглощает пластовые воды, заполняет каверны, растворяет смолистые вещества в пласте Е).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 недти (не обеспечивает полной ее добычи). Кроме того, применение данного раст 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 ппаст из-за оседания песка. Цель изобретения - улучшение там понирующих свойств состава эа счетобеспечения селективной изоляциипластовых 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,:енолформальдегиднаясмола 100 Кислотный отвердител ьПоверхностноактивное ве 0,01-0,60 0,02-0,20 0,50-1,00 шест воУ гл еводор од наяжидко стьПродукт переработкикубового остаткаотхода производства тетраэтоксисилинаДиметилдихлор -силан 50 - 100 0,01-0,10 Введение в тампонажныи составпродукта переработки кубового остатка - отхода производства тетраэтоксисилана, и диметилдихлорсиланв указанных соотношениях обеспечивает увеличение добычи нефти за счетселективной изоляции пластовых вод икрепления рыхлых песчаных пород продуктивной части нефтегазового пласта, вследствие того, что продукт переработки кубового остатка - отходапроизводства тетраэтоксисилана(ППС) , гидролизуется в присутствииводы, содержащейся в нефтегазовыхпластах, а образующийся в результатегидролиэа ППСпродукт (полимер)обладает проницаемостью по нефти(нейтрален к нефти) и непроницаемпо воде, т,е. способен селективноизолировать пластовые воды, а диметилдихлорсилан является катализатором,-,пя ППС,Тампонажный состав получают механическим смешением компонентов,П р и м е р 1, В 100 г фенолформальдегидной смолы СМ 3012 (ГОСТ20907-75) добавляют 50 г продуктапереработки кубового остатка - отхода производства тетраэтоксисилана (ППС) (ТУ 6-02-4 - 5-8), 0,01 гдиметилдихлорсилана (ГОСТ 16485 в ),15 го 25 ЗО 35Для определения качественных характеристик предлагаемого тампонажного состава проводят лабораторные испытания которые заключаются в измереник изменения объема в процессезагустевания состава (дилатации), определении начала загустевания, определении проницаемости отвержденныхобразцов и испытании их на прочность,Полученные результаты приведены втабл. 2. 50 55 3 1 О 0,02 г поверхностно-активного вещества ф алкиларилсульфоната (ТУ 38-7- , 52-69), 0,01 г 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, 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, равен 79,7 кгс/см 2 при давлении 1 кгс/с:ф. и 25 ОС.П р и м е р 2, К 100 г смолы СФЖ 3012 прибавляют 75 г ППС, 0,05 г диметилдихлорсилана, О,5 г алкиларилсульфоната, 0,3 г 1 ОЕ-ной соляной кислоты и 0,7 г безводной нефти (газоконденсата), Полученный после перемешивания и отверждения образец тампонажного состава имеет предел прочности на сжатие при давлении 600 кгс/см и 120 С 130, 1 кгс/см,оПроницаемость образца по воде - О, по нефти - О, 85 Д.П р и м е р 3. 100 г смолы СФЖ 3012 смешивают со 100 г ППС. прибавляют О, 1 г диметилдихлорсилана, 0,2 г алкиларилсульфоната 0,6 г 1 ОЕ-ной соляной кислоты, 1 г безводной нефти (газоконденсата).Отвержденный состав имеет предел прочности на сжатие при 25 оС и давлении 1 кгс/см 2 40,2 кгс/см 2, 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 АНготовят смесь фенолформальдегидной смолы с поверхностно-активным веществом и кислотным катализатором, во втором - смесь продукта переработки кубового остатка - отхода производства тетразтоксисилана, с диметилдихлорсиланом, в третий заливают углеводородную жидкость - безводную нефть (гаэоконденсат).Состав закачивают в скважину по насосно-компрессорной трубе (НКТ) в следукщей последовательности: бу 79822 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 м 9 буфера. После этого осуществляют продавку смеси на забой нефтью (гаэоконденсатом) 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 и е р 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 эакачивают в скважину, не останавливая процесс цементирования, следующим образом. Вначале в скважину эакачивают 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 до5 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 4 ицитного сырья,Годовой экономический эффект от использования изобретения - 65,4 тыс. рубна одну скважино-обработку. Т а б л и ц а 1Содержание компонентов, мас.ч., в составах1 Компоненты 1 1 1 Фенолформальде гиднаясмола 100 100 100 100 00 100 00 100 100 100 50 75 100 0,02 0,05 О,50 50 50 75 75 100 100 ППСДиметилдихлорсилан 0,01 0,02 0,09 0,03 0,05 0,01 О,Поверхностно-акгивное веще ст во 0,02 0,03 0,04 0,02 0,15 0,20 0,2 0,04 0,15 0,5 07-ная соляная кис 0,01 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 1 эО Оэ 8 Оф 7 1 фО Т аблица 2Предел Вр емяокончания дилатации,ч-мин Давление,2 кгс/см Температура, Со Проницаемость Состав р Упр очно -сти на отвержденногообразца., Д, по сжатиекгс/си воде нефти Составитель Н.КонюшенкоТехред 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, Рауюская наб., д, 4/5