Состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах (варианты)
Владельцы патента RU 2386662:
Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") (RU)
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов за счет проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции. Изобретение также может быть использовано при защите конструкций и сооружений от воздействия влаги. Технический результат - снижение усадки и расширение температурной области применения составов для изоляции в эксплуатационных скважинах. При использовании состава для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах в области температур 30-50°С он содержит (вес.ч.): фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100 резорцин 5-10, лигносульфонат ФХЛС-М 5-10, формальдегид (40%-ный водный раствор) 5-10, при использовании состава в интервале температур 55-85°С он содержит (вес.ч.): фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б - 100, резорцин 5-10, лигносульфонат ФХЛС-М 5-10. При использовании состава в интервале температур 100-115°С он содержит (вес.ч.): фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 40-67, фурфуролформальдегидная смола КФ-90 33-60, резорцин 2-3,5, лигносульфонат ФХЛС-М 1-2. 3 н.п. ф-лы, 4 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи за счет проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах с целью снижения обводненности добываемой продукции. Изобретение также может быть использовано при защите конструкций и сооружений от воздействия влаги.
К настоящему времени предложено и запатентовано более сотни реагентов и композиций для изоляции, которые могут быть классифицированы по разным принципам. Наиболее широко применяемыми тампонажными материалами являются цементные растворы (Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: «Недра», 1966).
Однако зачастую использование стандартных цементных растворов для ограничения притока воды не может быть эффективным вследствие:
- низкой фильтруемости и невозможности проникновения в пласт на достаточную глубину (дисперсности);
- высокой плотности, что может вызвать поглощение и гидроразрыв пласта;
- высокой фильтроотдачи (ухудшение подвижности раствора, кольматации продуктивной зоны и усложнения освоения скважины);
- низкой ударной прочности (растрескивание камня при повторной перфорации);
- низкой коррозионной стойкости и др.
В последнее время для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные тампонажные составы, обладающие небольшой плотностью, хорошей адгезией к металлу и к породе коллектора, устойчивостью к коррозии, высокой фильтрационной способностью. Так на основе фенолоформальдегидной смолы резольного типа СФЖ-3016 разработан тампонажный состав, содержащий композиционный отвердитель некислотного типа (формалин + щелочь) и обладающий высокой адгезией к цементному камню и к горной породе (Старкова Н.Р., Кузьмина Ю.В. Состав для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины. Пат. РФ №2215009).
Однако температурный интервал применения известного состава не превышает 80°С, что ограничивает его использование в качестве изоляционного материала для высокотемпературных скважин (90-115°С). Кроме того, для снижения вязкости исходной смолы СФЖ-3016, достигающей 450 мПа·с, в композицию необходимо дополнительно вводить до 10% многоатомного спирта.
Наиболее близким к заявляемому тампонажному составу является тампонажный раствор на основе фенолоформальдегидной смолы резольного типа марки СФЖ-3027Б (ГОСТ 209007-75), содержащий сшивающие агенты, активатор, пенообразующие добавки и наполнитель (Котельников В.А., Смирнов А.В., Захаренко Л.Т., Персиц И.Е., Уразаев И.З., Осипов В.Л. Тампонажный материал для изоляции водопротоков в нефтяных и газовых скважинах. Пат. РФ №2147332). Однако данный состав обладает рядом недостатков, ограничивающим его применение:
- сшивающими агентами являются кислоты как неорганические (соляная, серная, фосфорная), так и органические (щавелевая, лимонная кислоты, n-толуолсульфокислота), оказывающие отрицательное влияние на прочность цементного камня и на коррозию металла обсадной трубы;
- введение в композицию пенообразующих добавок приводит к снижению механической прочности отвержденного тампонажного камня, а без пенообразующих добавок (углекислый аммоний, сульфонол и др.) усадка тампонажного состава может достигать 10-15%;
- диапазон рабочих температур при некаталитическом, термическом отверждении товарной смолы СФЖ-3027Б с временами текучести, необходимыми для проведения РИР в скважинах (2-4 часа), не превышает 60-100°С, что недостаточно для проведения изоляционных работ в высокотемпературных скважинах (90-115°С).
Техническим результатом настоящего изобретения является разработка способов некислотного отверждения фенолоформальдегидной смолы СФЖ-3027Б, взятой за основу тампонажной композиции, снижение усадки и расширение температурной области ее применения в эксплуатационных скважинах.
Технически результат достигается тем, что состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа СФЖ-3027Б, резорцин, согласно изобретению, при изоляции в интервале температур 30-50°С он дополнительно содержит 40%-ный формалин и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):
| Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б | 100 |
| Резорцин | 5-10 |
| ФХЛС-М | 5-10 |
| Указанный формалин | 5-10 |
При изоляции в интервале температур 55-85°С он дополнительно содержит феррохромлигносульфонат - ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):
| Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б - | 100 |
| Резорцин | 5-10 |
| ФХЛС-М | 5-10 |
В интервале температур 100-115°С он дополнительно содержит фурфуролформальдегидную смолу КФ-90 и феррохромлигносульфонат - ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):
| Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б | 40-67 |
| Фурфуролформальдегидная смола КФ-90 | 33-60 |
| Резорцин | 2-3,5 |
| ФХЛС-М | 1-2 |
К особенностям поведения разработанных составов по сравнению с прототипом следует отнести расширенный температурный диапазон применения, отсутствие отделения воды при термическом отверждении (синерезис), нейтральный или слабощелочной характер реакционной смеси, позволяющий применять тампонажные композиции на любых, в том числе и на карбонатных коллекторах. Для увеличения сопротивления ударным нагрузкам композиция может быть пластифицирована 5-10 процентами древесной муки М 170, белой сажи БС 120 или резиновой крошки.
Применимость тампонажной композиции для проведения РИР оценивали по временам текучести, достаточным для проведения работ в скважинах (2-4 часа) и по временам полного отверждения состава.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1, вес.ч.
В реакционную емкость, содержащую 100 смолы СФЖ-3027Б, при постоянном перемешивании загружают 10 резорцина и 5 лигносульфоната ФХЛС и после полного растворения добавляют 10 формалина. Содержимое помещают в термостат с температурой 30°С и периодически контролируют состояние реакционной смеси. Визуально определяют время потери текучести (τп.тек.) и время полного отверждения (τотв.).
Примеры 2-3
Приготовление тампонажного состава и определение параметров потери текучести и полного отверждения при температурах 40 и 50°С проводят аналогично примеру 1. Полученные результаты примеров 1-3 приведены в таблице 1.
| Таблица 1 | ||||
| Режимы отверждения тампонажного состава при температурах 30-50°С | ||||
| № примера | Состав, вес.ч. | Температура, °С | τп.тек., час-мин | τотв., час-мин |
| 1 | СФЖ-3027Б, 75 | 30 | 3-45 | 48 |
| 2 | резорцин,10; | 40 | 1-50 | 37 |
| 3 | ФХЛС, 5; | 50 | 0-45 | 24 |
| формалин, 10; |
Для снижения высокой скорости загустевания состава примера 3 концентрация формалина была снижена до 5%. В этом случае время потери текучести составило 2,0 часа.
Примеры 4-10
В интервале температур 55-85°С рецептуру тампонажного состава устанавливали по достижении τп.тек. не менее 2-х часов. Полученные результаты приведены в таблице 2.
При подборе рецептуры тампонажного состава, способного в скважинных условиях при температурах 85-110°С к термическому отверждению, были выбраны два полимерных продукта: фенолоформальдегидная смола и фурфуролформальдегидная смола КФ-90 (производство Новомосковского завода). Количество резорцина и ФХЛС в композиции было сведено к минимуму и не превышало 1-3,5%.
| Таблица 2 | ||||||
| Определение состава тампонажной композиции, применяемой при температурах эксплуатации 55-85°С | ||||||
| № примера | Рецептура, мас.% | Температура, °С | τп.тек., час | τотв., час | ||
| СФЖ-3027Б | Резорцин | ФХЛС | ||||
| 4 | 100 | 10 | 10 | 55 | 15 | 48 |
| 5 | 100 | 10 | 9 | 60 | 9 | 48 |
| 6 | 100 | 10 | - | 65 | 7 | 30 |
| 7 | 100 | 6 | 5 | 70 | 6 | 24 |
| 8 | 100 | 5 | 5 | 75 | 5 | 24 |
| 9 | 100 | 5 | 5 | 80 | 3,5 | 24 |
| 10 | 100 | 5 | 5 | 85 | 2,4 | 24 |
При проведении изоляционных работ в скважинах с повышенной температурой эксплуатации критерием применимости тампонажного состава является время потери текучести, которое, как указывалось выше, не должно быть меньше 2-х часов.
В таблице 3 приведены результаты по термическому отверждению смеси двух смол резольного типа в зависимости от состава композиции и температуры.
| Таблица 3 | ||||||
| Влияние состава тампонажной композиции на изменение текучести при температуре 100-115°С | ||||||
| № примера | Рецептура, вес.ч. | Температура, °С | τп.тек., час-мин | |||
| СФЖ-3027Б | КФ-90 | Резорцин | ФХЛС-М | |||
| 11 | 40 | 60 | 3,5 | 2 | 100 | 3-40 |
| 12 | 50 | 50 | 3,5 | 2 | 100 | 2-20 |
| 13 | 56 | 44 | 3,0 | 2 | 100 | 2-00 |
| 14 | 67 | 33 | 2,5 | 2 | 100 | 1-30 |
| 15 | 40 | 60 | 2,0 | 1 | 110 | 2-30 |
| 16 | 40 | 60 | 2,0 | 1 | 115 | 1-50 |
Как видно из приведенных данных таблицы 3, повышение содержания фурфуролформальдегидной смолы КФ-90 приводит к увеличению времени загустевания смеси, что позволяет применять такой состав в скважинных условиях вплоть до температуры 115°С. Дальнейшее снижение содержания в композиции СФЖ-3027Б (меньше 40%) приводит к заметному снижению прочностных характеристик отвержденного камня, что является нежелательным.
Прочностные характеристики изолирующих составов определяли стандартными методами. После отверждения образцы выдерживали под водой 48 часов и определяли прочность на сжатие и усадку. Выдержка образцов под водой необходима для того, чтобы содержащаяся в решетке отвержденного камня вода вследствие гистерезиса не выпотевала из образца. Необходимо отметить, что в скважинных условиях при высоком давлении выпотевание воды из отвержденного изоляционного материала не происходит. Свойства отвержденных составов приведены в таблице 4.
| Таблица 4 | ||||
| Физико-механические свойства отвержденных тампонажных составов | ||||
| № примера* | Наполнитель, вес.% | Прочность при сжатии, МПа | Адгезия к металлу, МПа | Усадка, % |
| 1 | - | 1,8 | 1,95 | 1,5 |
| 1-1 | Древесная мука М-70, 7 | 2,1 | 2,0 | 0 |
| 4 | - | 2,0 | 1,4 | 1,0 |
| 4-1 | Белая сажа БС-120, 5 | 2,5 | 1,85 | - |
| 4-2 | Резиновая крошка, 10 | - | 1,5 | 0 |
| 11 | - | 1,4 | - | 0,5 |
| 14 | - | 2,0 | - | - |
| * компонентный состав и температурные условия отверждения опытов приведены в таблицах 1-3. |
Из таблицы видно, что введение наполнителя повышает прочность отвержденного изолирующего материала, снижает усадку и в присутствии в композиции древесной муки и белой сажи несколько увеличивает адгезию к металлу.
Анализ результатов лабораторных исследований показал, что предлагаемый состав имеет преимущества по сравнению с прототипом: некислотное отверждение фенолоформальдегидной и фурфуролформальдегидной смол (СФЖ-3027Б и КФ-90), снижение усадки и расширение температурной области ее применения в эксплуатационных скважинах.
В промысловых условиях предлагаемый изолирующий состав готовят непосредственно на промысле с использованием стандартного оборудования. Так при приготовлении состава варианта А (см. выше) в емкость цементировочного агрегата загружается расчетное количество смолы, резорцина и лигносулфоната. Насосом агрегата состав перемешивают и после полного растворения добавляют формалин. После смешения в течение 15 мин насосом цементировочного агрегата тампонажный раствор закачивают в скважину.
1. Состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа СФЖ-3027Б, резорцин, отличающийся тем, что при изоляции в интервале температур 30-50°С он дополнительно содержит 40%-ный формалин и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
| Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б | 100 |
| Резорцин | 5-10 |
| ФХЛС-М | 5-10 |
| Указанный формалин | 5-10 |
2. Состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа СФЖ-3027Б, резорцин, отличающийся тем, что при изоляции в интервале температур 55-85°С он дополнительно содержит феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
| Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б | 100 |
| Резорцин | 5-10 |
| ФХЛС-М | 5-10 |
3. Состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа СФЖ-3027Б, резорцин, отличающийся тем, что при изоляции в интервале температур 100-115°С он дополнительно содержит фурфуролформальдегидную смолу КФ-90 и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
| Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б | 40-67 |
| Фурфуролформальдегидная смола КФ-90 | 33-60 |
| Резорцин | 2-3,5 |
| ФХЛС-М | 1-2 |
