Способ изоляции притока воды в скважину


 


Владельцы патента RU 2426863:

Идиятуллин Альберт Раисович (RU)
Абдульманов Гамиль Шамильевич (RU)
Павлова Любовь Ивановна (RU)
Заволжский Виктор Борисович (RU)
Котельников Виктор Александрович (RU)
Платов Анатолий Иванович (RU)
Мейнцер Валерий Оттович (RU)
Серкин Юрий Григорьевич (RU)
Бурко Владимир Антонович (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение эффективности изоляционных работ в скважинах за счет применения промышленно выпускаемых синтетических карбамидоформальдегидных и фенолоформальдегидных смол резольного типа, позволяющих выполнять тампонажные работы в температурном интервале от 20 до 110°С. В способе изоляции притока воды в скважину, включающем получение тампонажного состава, закачку его в водонасыщенный интервал пласта и последующую выдержку для формирования полимерного камня, в температурном интервале от 20 до 60°С используют тампонажный состав, содержащий, вес.ч.: карбамидоформальдегидную смолу СФ-НС 100, резорцин 7-15, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,5-25, наполнитель 4-8, в температурном интервале от 60 до 110°С - тампонажный состав, содержащий, вес.ч.: фенолоформальдегидную смолу СФЖ-3027Б 100, резорцин 1,5-10, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10, наполнитель 4-8. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Изобретение также может быть использовано при первичном цементировании заколонного пространства нагнетательных и добывающих скважин.

При проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах широкое применение продолжают находить различные способы изоляции водопритоков с применением цементных растворов как наиболее дешевых тампонажных материалов /Блажевич В.А., Умрихина Б.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974, с.51-52/. В основе разработанных способов лежит подготовка скважины, установление интервала негерметичности, приготовление тампонажной композиции непосредственно на скважине, разовая или порционная закачка ее в НКТ и продавка в изолируемый интервал.

Однако применение цементных растворов не всегда эффективно из-за высокой водоотдачи, обуславливающей образование фильтрационного слоя при закачке его в изолируемое пространство и препятствующей дальнейшему заполнению изолируемых каналов тампонажным раствором.

В последнее время для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные тампонажные материалы на основе синтетических смол, инвертно-эмульсионных составов, жидкого стекла и др. Так, известен способ изоляции обводненных пластов, включающий последовательную закачку в изолируемый интервал порций инвертной водонефтяной эмульсии и тампонажного состава, в качестве которого используется цементный раствор /Сергеев Б.З., Резник Е.Г., Гайденко И.Ф., Ковалев Н.И. Пат. РФ №2013521, E21B 33/13. Опубл. 30.05.94, бюл. №10/.

Недостатком известного способа является то, что закачка несколькими порциями с постепенным увеличением вязкости инвертной эмульсии от порции к порции недостаточно повышает прочность и стабильность гидроизоляционного экрана, так как возрастание вязкости происходит незначительно. Из-за низкой фильтруемости цементных частиц в пласт закрепление эмульсии цементным раствором происходит только вблизи ствола скважины, причем цементный камень из такого цементного раствора обладает низкими прочностными и адгезионными свойствами.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции притока воды в скважину, заключающийся в предварительном смешении при температуре 95-97°C отходов фенольного производства, фенола и формалина с 40%-ным водным раствором гидроокиси натрия в количестве 3-3,5% от объема продукта щелочной конденсации с последующей закачкой полученной смеси в водонасыщенную часть пласта. Способ обеспечивает изоляцию воды в пластах с температурой 60-100°C /Кадыров P.P., Аввакумова Н.И. и др. Пат. SU №1587175, 1990, бюл. №31/.

К недостаткам известного способа следует отнести:

- процесс щелочной поликонденсации отходов фенольного производства, проводимый в полевых условиях в узком температурном интервале, является трудноконтролируемым;

- применение данного способа проведения тампонажных работ возможно только в скважинах, температура которых превышает 60°C.

- синтез фенолоформальдегидной смолы резольного типа непосредственно на скважине представляет экологическую опасность как для обсуживающего персонала, так и для окружающей среды.

Техническим результатом настоящего изобретения является увеличение эффективности изоляционных работ в скважинах за счет применения промышленно выпускаемых синтетических карбамидоформальдегидных и фенолоформальдегидных смол резольного типа, позволяющих выполнять тампонажные работы в температурном интервале от 20 до 110°C.

Указанный технический результат достигается тем, что способ изоляции притока воды в скважину, включающий смешение компонентов для получения тампонажного состава, закачку его в водонасыщенный интервал пласта и последующую выдержку для формирования полимерного камня, отличающийся тем, что в температурном интервале от 20 до 60°C в качестве тампонажного состава используют карбамидоформальдегидную смолу КФ-НС и наполнитель, а в интервале свыше 60°C - фенолоформальдегидную смолу СФЖ 3027Б и наполнитель, а в качестве отвердителя для обоих составов используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М и резорцин при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):

а) для температурного интервала от 20 до 60°C:

- карбамидоформальдегидная смола 100
- резорцин 7-15
- феррохромлигносульфонат 1,5-25
- наполнитель 4-8

б) в температурном интервале свыше 60°C:

- фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100
- феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10
- резорцин 1,5-10
- наполнитель 4-8

Использование в качестве отвердителя карбамидоформальдегидных и фенолоформальдегидных смол, ФХЛС-М и резорцина позволяет проводить отверждение составов в интервале температур 20-115°C, исключает разрушение цементного камня и существенно снижает его коррозионную активность.

ФХЛС-М в тампонажных составах выполняет две функции: катализатора отверждения и структурообразователя. Структурирование реакционной смеси приводит к увеличению вязкости раствора и к образованию седиментационно-устойчивой системы (при введении в раствор наполнителя). Это позволяет существенно снизить водоотдачу раствора, которая по сравнению с прототипом уменьшается в 3-3,5 раза. Резорцин в композиции выполняет функцию активатора (или сокатализатора) процесса отверждения.

Применение в качестве отверждающих агентов соединений некислотного типа значительно расширяет возможности применения тампонажного состава при проведении РИР как на терригенных, так и на карбонатных коллекторах.

Введенные в тампонажный состав инертные наполнители (белая сажа БС-120, тальк, резиновая крошка, мел, барит) способствуют снижению водоотдачи и усадки, повышению прочностных характеристик тампонажного камня. Выбранные составы тампонажных композиций могут дополнительно содержать расширяющие добавки (ДР-40, ДР-100), обеспечивающие полную ликвидацию усадки и исключающие образование флюидопроводящих каналов в отвержденном полимерном камне.

Карбамидная смола представляет собой однородную белого цвета суспензию по ГОСТ 2223-003-55093129-2009 марки КФ-НС. Применяемая фенолоформальдегидная смола резольного типа СФЖ- 3027Б - прозрачная жидкость светло-коричневого цвета, ТУ 2221-103-05015227-04. Резорцин технический ГОСТ 997074 - бесцветное кристаллическое вещество, легко растворим в карбамидоформальдегидной и фенолоформальдегидной смолах. Феррохромлигносульфонат ТУ 2458-015-20672718-2001 - модифицированный продукт взаимодействия лигносульфонатов с солями хрома и железа.

При изучении свойств полимерных тампонажных составов определяли следующие параметры:

- вязкость по ВЗ-246 (4 мм), с;

- показатель фильтрации на ВМ-6 (см3/30 мин);

- прочность на изгиб, МПа (ГОСТ 26798.1-96);

- адгезия к металлу, МПа.

Адгезионные свойства образующегося полимерного материала с поверхностью металла определяли на приборе с цилиндрической обоймой и пуансоном по методике /Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых М.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - С.352-353/.

Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления изобретения.

Примеры.

I. Приготовление тампонажного состава на базе карбамидоформальдегидной смолы КФ-НС

Пример 1.

В колбу поместили 100 г карбамидоформальдегидной смолы с вязкостью 21 с (при 20°C). Затем при работающей мешалке в колбу ввели 10,0 г резорцина. После растворения резорцина, продолжавшегося 10 мин, постепенно в течение 5 мин добавили 2,0 г ФХЛС. Перемешивание продолжали до полного растворения модификатора в течение 20 мин. Вязкость раствора составила 75 с. В образовавшийся структурированный раствор постепенно в течение 5 мин ввели наполнитель белую сажу БС-120 в количестве 4,0 г. Перемешивание продолжали еще 5 мин со скоростью вращения лопастной мешалки 800 об/мин.

После приготовления раствора были проведены испытания на водоотдачу (Ф), которая составила 26 см3/30 мин. Для сравнения, водоотдача тампонажного раствора, состоящего из карбамидоформальдегидной смолы и кремнефтористоводородной кислоты в соотношении (вес.ч.) 100:0,25 в аналогичных условиях составила 103 см3/30 мин.

Полученную суспензию поместили в термошкаф с температурой 55°C и периодически наблюдали за изменением консистенции тампонажного состава. Потеря текучести наступила через 4 ч, а полное отверждение состава произошло за 48 ч, причем затвердевание образца происходило без усадки. Образовавшийся камень обладает удовлетворительными прочностными свойствами, высокой химической стойкостью в минерализованной воде и растворе соляной кислоты, значительно превышающей стойкость цемента. Величина адгезии с металлом через 2-е суток хранения отвержденных образцов в пластовой воде при 55°C составила 1,6 МПа (в аналогичных условиях для цементного камня эта величина составляет 0,9-1,0 МПа).

Примеры 2-18.

По методике, описанной в примере 1, готовили полимерные тампонажные композиции. В интервале температур 20-60°C были установлены составы с приемлемыми для РИР режимами потери текучести и полного отверждения тампонажного камня. Полученные результаты приведены в табл.1.

Таблица 1
Реологические характеристики тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы при различных температурах
№ примера Температура отверждения, °C Рецептура состава в вес. ч. на 100 вес. ч. КФ-НС Потеря текучести, час Отверждение, час
резорцин ФХЛС наполнитель
2. 9 1,5 - 3,0 24
3. 60 8 1,5 БС-120,4 2,75 24
4. 7 2,0 - 2,25 24
5. 10 2,0 резин. крош., 4 4,0 48
6. 55 9 2,5 - 3,2 48
7. 8 3,0 - 2,3 48
8. 11 3,0 мел, 3 3,7 36
9. 50 10 4,0 мел,4 2,7 24
10. 9 5,0 - 2,1 24
11. 11 5,0 тальк, 7 5,5 24-48
12. 40 11 7,0 тальк, 7 3,75 24-48
13. 10 10 тальк, 7 2,8 24-48
14. 11 10 древ. мука, 8 более 7 48
15. 30 12 15 - 4,7 48
16. 12 20 - 3,2 36
17. 20 15 20 - 8,0 48
18. 15 25 БС-120 7,5 48

Приведенные в табл.1 данные показывают, что время перехода разработанного полимерного тампонажного состава в нетекучее состояние (резит) в интервале рабочих температур 20-60°C составляет от 2,25 до 8 ч, что является достаточным для приготовления композиции, закачки и продавки ее в интервал негерметичности.

Введенные в тампонажный состав инертные наполнители (белая сажа БС-120, тальк, резиновая крошка, мел, барит) не оказывают заметного влияния на скорость отверждения, но способствуют снижению водоотдачи, снижению усадки и повышению прочностных характеристик тампонажного камня. Так, показатель фильтрации (Ф) свежеприготовленных тампонажных растворов примеров 2 и 3 составил 76 и 34 см3/30 мин соответственно, т.е. в присутствии 4 вес.ч. наполнителя Ф уменьшился более чем в 2 раза.

Как видно из табл.1, показатель фильтрации тампонажных растворов также зависит от содержания феррохромлигносульфоната: с увеличением содержания ФХЛС-М с 5 до 10 вес.ч. (примеры 11-13) водоотдача снижается с 30 до 16 см3/30 мин.

Помимо снижения водоотдачи введение в композицию наполнителя приводит к увеличению прочностных характеристик отвержденного тампонажного состава. Так, прочность при статическом изгибе отвержденных образцов примеров 2 и 3 составила 7,3 и 8,6 МПа соответственно. Для цемента марки ПЦТ-I-G без добавок при измерении в аналогичных условиях эта величина составляет 7,0 МПа (ГОСТ 26798.1-96).

II. Приготовление тампонажного состава на базе фенолоформальдегидной смолы СФЖ 3027Б

Пример 19.

В колбу загрузили 100 г фенолоформальдегидной смолы с вязкостью 31 с (при 20°C). Затем при работающей мешалке в колбу ввели 5,0 г резорцина. После растворения резорцина, продолжавшегося 10 мин, постепенно в течение 5 мин добавили 5,0 г ФХЛС-М. Перемешивание продолжали до полного растворения катализатора отверждения в течение 20 мин. Вязкость раствора составила 83 с.

В образовавшийся структурированный раствор постепенно в течение 5 мин ввели наполнитель - белую сажу БС-120 в количестве 4,5 г и 10 г расширяющейся добавки ДР-100. Перемешивание продолжали еще 5 мин со скоростью вращения лопастной мешалки 800 об/мин.

Благодаря структурообразователю ФХЛС-М осаждение наполнителя и расширяющей добавки из раствора не наблюдалось в течение 3-х ч. Заметим, этого времени вполне достаточно для приготовления тампонажного раствора, закачки и продавки его в пласт.

После приготовления раствора были проведены испытания на водоотдачу (Ф), которая составила 31 см3/30 мин. Для сравнения, водоотдача тампонажного раствора, состоящего из фенолоформальдегидной смолы, кислотного отвердителя (HCl) и наполнителя БС-120 в аналогичных условиях достигает 110 см3/30 мин.

Полученную суспензию поместили в термошкаф с температурой 75°C и периодически наблюдали за изменением консистенции тампонажного раствора. Время потери текучести определяли от момента смешения компонентов до момента потери подвижности по отсутствию смещения мениска при наклоне емкости с реакционной смесью. Время полного отверждения определяли по отсутствию продавливания тампонажного материала при нажатии иглой.

Потеря текучести наступила через 3 ч, а полное отверждение состава произошло за 24 ч. Образовавшийся камень обладает высокими прочностными свойствами, высокой химической стойкостью в минерализованной воде и в растворе соляной кислоты, значительно превышающей стойкость цементного камня. Через 2-е суток хранения отвержденных образцов в пластовой воде при 75°C величина адгезии с металлом составила 1,32 МПа (в аналогичных условиях для цементного камня без добавок эта величина не превышает 0,9-1,0 МПа). Линейное расширение отвержденного образца в виде бруска длиной 10 см составило 2,5%, прочность на изгиб - 8,6 МПа.

Примеры 20-28.

Рецептуру тампонажного состава устанавливали по времени потери текучести, которое не должно быть меньше 2-2,5 часов. Это время необходимо для приготовления раствора, закачки в НКТ и продавки его в интервал негерметичности. Полученные результаты приведены в табл.2.

Как видно из представленных в табл.2 данных, регулируя концентрации ФХЛС-М и резорцина, можно достигнуть времени потери текучести тампонажного раствора не менее 2-х ч, необходимых для проведения изоляционных работ в скважине. И только при температуре 115°C для достижения необходимых параметров отверждения в состав необходимо дополнительно вводить замедлитель процесса (пример 28).

Присутствие в растворе инертных наполнителей в количестве 4-8 вес.ч. по отношению к полимерной смоле не оказывает заметного влияния на скорость отверждения, но способствует снижению водоотдачи раствора и повышению прочностных характеристик тампонажного камня. Так, показатель фильтрации (Ф) свежеприготовленных тампонажных растворов примеров 20 и 21 составил 77 и 35 см3/30 мин соответственно, т.е. в присутствии 4 вес.ч. наполнителя Ф уменьшился более чем в 2 раза.

Помимо снижения водоотдачи введение в композицию наполнителя приводит к увеличению прочностных характеристик отвержденного тампонажного состава. Так, прочность при статическом изгибе отвержденных образцов примеров 20 и 21 составила 7,7 и 9,0 МПа соответственно. Для цемента марки ПЦТ-I-G без добавок в аналогичных условиях при 7-суточной гидратации (созревании) прочность при статическом изгибе образца составляет 7,0 МПа.

Концентрацию расширяющей добавки ДР-100 устанавливали исходя из существующих представлений по отверждению цементного камня, линейное расширение которого не должно превышать 3-х %. При большом расширении в цементном камне в условиях горного давления возникают внутренние напряжения и микротрещины, приводящие к разрушению изоляционного материала.

Помимо коэффициента расширения учитывалось изменение адгезии отвержденного камня к металлу обсадной колонны (табл.3).

Таблица 3
Влияние содержания расширяющей добавки на свойства отверждающихся при 75°C тампонажных составов
№ примера Содержание ДР-100 (вес.ч.) на 100 вес.ч. СФЖ-3027Б Коэф. линейн. расширения, % Адгезия к металлу, МПа
29. 3 0,15 0,23
30. 5 1,3 0,70
31. 10 2,0 1,30
32. 15 2,7 1,29
33. 20 4,4 1,11

Приведенные в табл.3 данные показывают, что оптимальным диапазоном концентрации ДР-100 является 5-15 вес.ч.: ниже 5 вес.ч. расширение тампонажного материала незначительное, а выше 15 вес.ч. коэффициент линейного расширения становится больше допустимых 3-х %. Кроме того, как видно из табл., увеличение содержания расширяющей добавки больше 15% приводит к снижению адгезии отвержденного состава к металлу.

С применением фенолоформальдегидной смолы СФЖ-3027Б при более низких температурах (ниже 55°C) не удалось получить безусадочный материал в приемлемые сроки потери текучести, необходимые для проведения РИР в эксплуатационных скважинах.

III. Пример осуществления способа

Пример 34. Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны, температура изолируемого интервала негерметичности 34°C.

Перед проведением изоляционных работ скважину очищают до забоя промывкой технической водой от отложений парафинов, песка, асфальтенов, оксида железа и других загрязнений. Далее в нее спускают на НКТ гидравлический пакер ПГР-120 и устанавливают на необходимой по материалам ГИС глубине. Проверяют герметичность его установки. Определяют приемистость пласта. При наличии приемистости в пределах давлений, позволяющих проведение технологического процесса (Pmax=0,8 P разрыва пласта), приступают к приготовлению полимерного тампонажного состава, объем которого рассчитывают исходя из приемистости интервала негерметичности.

В емкость, содержащую расчетный объем карбамидоформальдегидной смолы (250 л), загружают 27,5 кг резорцина и 17,5 кг ФХЛС-М и с помощью насоса ЦА 320 проводят перемешивание смеси до полного растворения (20-30 мин). В образовавшийся полимерный раствор постепенно порциями при перемешивании добавляют белую сажу БС-120 в количестве 10 кг. После введения наполнителя перемешивание состава продолжают еще 15 мин.

Полученную композицию закачивают в НКТ и продавливают ее в изолируемый интервал. Затем колонну НКТ поднимают на высоту 50-150 м и оставляют скважину на 48 ч для отверждения полимерного состава.

По завершении тампонажных работ производят разбуривание отвержденного полимерного стакана и пакер-пробки.

1. Способ изоляции притока воды в скважину, включающий смешение компонентов для получения тампонажного состава, закачку его в водонасыщенный интервал пласта и последующую выдержку для формирования полимерного камня, отличающийся тем, что в температурном интервале от 20 до 60°С в качестве тампонажного состава используют карбомидоформальдегидную смолу КФ-НС и наполнитель, а в интервале свыше 60°С - фенолоформальдегидную смолу СФЖ 3027Б и наполнитель, а в качестве отвердителя для обоих составов используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М и резорцин при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
а) в температурном интервале от 20 до 60°С:

карбамидоформальдегидная смола КФ-НС 100
резорцин 7-15
феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,5-25
наполнитель 4-8

б) в температурном интервале свыше 60°С:
фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100
феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10
резорцин 1,5-10
наполнитель 4-8

2. Способ изоляции притока воды в скважину по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения изоляционных характеристик, применяемые составы дополнительно содержат расширяющуюся добавку ДР-100 в количестве 5-15 вес.ч.

3. Способ изоляции притока воды в скважину по п.1, отличающийся тем, что при температурах проведения тампонажных работ свыше 110°С в состав дополнительно вводят до 30 вес.ч. ингибитора отверждения - крепителя БП-40.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине. .

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для ликвидации негерметичности обсадных колонн скважин. .

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с изоляцией водонасыщенных зон продуктивных пластов. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП).
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, а именно к тампонажному составу на основе кремнийорганических соединений, и может быть использовано для селективной изоляции водопритоков в скважины, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения текущей нефтеотдачи пласта. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения продуктивности скважин и ограничения притока пластовых вод для повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов с использованием физико-химических методов воздействия.
Изобретение относится к производству керамических проппантов-расклинивателей, предназначенных для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к технологиям, используемым для обработки углеводородсодержащих пластов, для увеличения добычи нефти и газа. .
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.
Изобретение относится к способу изоляции обводненных участков нефтяного пласта и может найти применение в нефтедобывающей отрасли
Наверх