Тампонажный раствор

(23)Приоритет по депам изобретений и открытий(72) Авторы изобретения Г. М, Швед, М. А. Романов и Т, В, Чернова Краснодарский государственный научно-исследовательскийи проектный институт нефтяной промышленностии Нефтегазодобывающее управление Приазовнефтьф Министерстванефтяной промышленности СССР. Изобретение относится к производствутампонажных растворов, в частности длякрепления рыхлых песчаных пород, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.5Известен тампонажный раствор, содержащий мочевиноформальдегидную смолу икислотный отвердитель 1Однако он уменьшает естественнуюпроницаемость призабойной зоны, размывается водой,Наиболее близким по составу из ужеизвестных является тампонажный раствор,содержащий фенолформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, наполнитель,и добавки - жирные кислоты, ам 1 тны и перекиси ЯОднако указанный раствор не обеспечивает хорошего качества цементированиярыхлых песчаных пород из-за снижения 20естественной проницаемости пласта ипреждевременного схватывания.Целью изобретения является тампонажный раствор для цемецтирования рыхлых песчаных пород, способный сохранять естественную проницаемость призабойной зоны, позволяющий изолировать, а таске 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 Т, поглошающих воду, углеводородную жидкость (газолин) длч растворения смолистых веществ в призабойной зоне и поверхностно-активное вещество, способствующее лучшему проникновению смол по пласту (в качестве наполнителя используют кварцевый песокфракции 0,2-0,8 мм, предназначенныч для заполнения каверны), при следующемеоотношени и компонентов, вес,ч.:Фе пол-формальдегиднаясмола 100Кислотныйотверди гель 0,26-1,05Наполнитель 8,60-24,2 СГидрофобная кремнийорганическая жидкость 0,03-0,45.Смесь диоксановых спиртов и эфиров 8,0-32,16Углеводородная жидкость 0,7 3-1,08Поверхностнсь-активноевещество 0,03-0,32 П р и м е р 1. В 100 г фенолфор- мальдегидной смолы ВРдобавляют 0,03 г гидрофобной кремнийорганической жидкости, 8,0 г смеси диоксановых спиртов и эфиров Т, 0,73 г углеводородов (газолина), 0,03 г поверхностно-активного вещества,8,6 кварцевого песка и 0,26 г отвердителя - разбавленной 5%- ной соляной кислоты, Получегный тампонажный раствор заливают в формы размером 20 20 100 мм и помещают в ав токлав при температуре 90 С на 24 чо Через 24 ч на прессетипа ПСУопРеделяют прочность на сжатие, она равна 138 кгсlсм, Проницаемость определяют на приборе АКМпри температуре 65 оС, которая соответственно равна: по воде 0,075, по нефти 0,42 Д. Тампонажный раствор без песка заливают в консистометр Кцпри температуре 90 С. Через 73 мин наблюдают изменение вязкости; а чере" 87 мин - начало отверждения смеси.П р и м е р 2. В 100 г фенолформальдегидной смолы добавляют 0,15 г гидрофобной кремнийорганической жидкос 263114ти, 0,06 г поверхностно-активного вещества, 14,0 г смеси диоксановых спиртови эфиров Т 66, 0,85 г углеводородов(газолина). Полученный раствор смешивают с 0,56 г 0,50/ ной соляной кисло ты-отвердителем, а затемв раствор вводят 16,0 г кварцевого песка фракции0,2-0,8 мм, Полученный раствор залпвают в формы размером 20 20 100 мми помешают в автоклав при температуре110 оС на 24 ч. Через 24 ч определяютпрочность на .сжатие, оиа равна139 кгс/см; проницаемость соответственно равна; по воде 0,062, по нефти0,47 Д, Тампонажный раствор без песказаливают в консистометр КЦпри температуре 110 С. Ч рез 41 мин наблюдают изменение вязкости, а через 59 минначало отверждения.П р и м е р 3. В 100 г фенолформальдегидной смолы добавляют 0,45 ггидрофобной кремнийорганической жидкости, 0,32 г поверхностнь-активного вещества, 32,16 г смеси диоксановых 25спиртов и эфиров Т, 1,08 г углеводородов. Полученный раствор смешиваютс 1,05 г 10%-ной соляной кислоты - от вердителем, а затем в раствор вводят24,2 г кварцевого песка фракции 0,2- 30 гОо мм,Полученный раствор заливают в стакани помещают в термостат при температуре 65 цС ча 48.ч, Через 48 ч образециспытывают на прочность и проницаезмость, Прочность на сжатие равна142,4 кгс/см, а проницаемость соответственно равна по воде 0,032; по нефти 0,63 Д,.Основные технологические свойстватампонажного раствора приведены в таблше.726311 С 4Я К с.со (О оооо Д в о 3 о о р 1 сосо юо о о оо о о о О О ООО оФ со жсо Р 3 б) фЧ 7 щ 1Ф р Р 3 ов о о о Р 3 О О.с сО соо ссЧ оо о Р) о о о Я Я 0о ооо о со с 0 с О О О л о ф со г 4 сЧ о ю о ою со сое сЧ о о о о о о о о О О О О О 11 тфф 1 Ф 11131 о о оО сО Оо о о о со 1 ог . у,.:7 ,: , 7,ф 34 фИэ таблицы видно, чу тамп 9 нржный,раствор полностью .отвечает требованиямкачественного крепления рыхлых песчаныхпород.Осуществление применения тампонажного раствора на практике достигаетсяследующим образом.При подготовке скважины к обработке,забой ее очищают. от песчаной пробки, пе-,реводят на дегазированную нефть и определяют приемистость. В цементировочномагрегате приготавливается смесь фенолформальдегидной смолы, отвердителя, гидрофобной кремний - органической жидкости, псверцнктно-активного вещества, сме 15си диоксановых спиртов и эфиров, углеводородов, Эта смесь является одновременнои жидкостью-песконосителем, В .пескосмесительном агрегате заготавливают песок.Приготовленная смесь подается в лескосмеситель, где приготавливается смолопесчаная смесь и подается через цементировочный агрегат АН. 00 в насосно компрессорные трубы, Перед подачей при 25Готовленной смеси-"кислотным агрегатом,до и после подается по 0;5 т концентрированной технической соляной кислоты,разделенной буфером нефти в обьеме0,2 т, Таким образом, первой в насосно,компрессорные трубы подается кислотазатем нефть, потом тампонажный раствор,затем снова нефть 0,2 т, кислота 0,5 ти продавочная жидкость (нефть) в обьеменасосно-компрессорных труб . После про 35давки смеси закрывают насосно-компрессорные трубы и в затрубное пространство подают 0,2 т нефти. После этого скважину закрывают на реагирование сроком на, 15-72 ч в зависимости от температуры забоя.Промышленное испытание тампонвжно 1о раствора на нефтяной скважине 84 Анастас гиевско-Троицкого месторожденияпоказало, 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, Со- . ответственно выросли и давления на буфере и отрубном пространстве. До обработки они составили 13/12, после 25/Л,2 кгс/см . 13Тампонажный раствор применим в скважинах с температурой забоя 20- 110 С.Предложенный тампонвжный 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 быть использован для крепления рыхлых пород и изоляции пластовых вод, Э 1 ономическая эффективность в год составляет около 150 тыс,руб. формула изобретения.Тамнонажный раствор, содержащий вкачестве основы фбнолформальдегиднуюсмолу, кислотный отвердитель, наполнитель и добавки, о т л и ч а ю ш и й с ятем, что, с целью улучшения качествацементирования рыхлых песчаных пород,в качестве добавок используют гидрофобную кремнийорганическую жидкость,смесь диоксановых спиртов и эфиров, углеводородную жидкость и поверхностноактивное вещество при следующем соотношении компонентов, вес.ч,:Фенолформальдегиднаясмола 100Кислотный отвердитель 0,26-1,05Наполнитель 8,60-24,20Гидрофобная кремнийорганическая жидкость О,ОЗ-С,45Смесь диоксановыхспиртов и эфиров 8,0-32,16Углеводородная жидкость 0 73-1,08Поверхностно-активноевеществоО, 03-0,32Источники информации,принятые во внимание при экспертизе1, Авторское свидетельство СССРБ 300592, кл. Е 21 В 33/138, 1966.2. Патент США Л 3759327,кл. 166-33, опублик. 1973 (прототип).