Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах


 


Владельцы патента RU 2426865:

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 нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах. Состав включает фенолоформальдегидную смолу резольного типа, катализатор отверждения, минеральный или органический наполнитель. Дополнительно содержит активатор процесса - резорцин - и расширяющуюся добавку ДР-100, в качестве отвердителя используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М и дополнительно расширяющуюся добавку типа ДР-100 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100 феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10 резорцин 1,5-10 наполнитель (белая сажа БС-120, или тальк, или резиновая крошка, или мел, или барит) 4-8 - расширяющаяся добавка ДР-100 5-15

Технический результат - снижение водоотдачи тампонажного раствора и повышение прочностных и адгезионных характеристик отвержденного состава. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

 

Изобретение относится к газо- и нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах.

Для проведения тампонажных работ в скважинах наиболее широкое применение продолжают находить цементные растворы как наиболее дешевые изоляционные материалы (Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: Недра, 1966, 164 с.). Однако в целом ряде случаев их применение является неэффективным из-за:

невозможности проникновения в пласт на необходимую глубину;

высокой плотности;

высокой водоотдачи;

недостаточной механической прочности.

В последние годы для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные тампонажные материалы на основе фенолоформальдегидных, мочевиноформальдегидных, фурановых, полиуретановых, эпоксидных, кремнийорганических и других смол (Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. «Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтных работ», Ж. «Бурение скважин» №9, 2006, с.108-111). Возможность проникать на большую глубину без изменения консистенции и отверждаться в течение заданного периода является большим преимуществом перед традиционными цементными составами.

Для отверждения большинства полимерных тампонажных материалов необходимы кислотные отвердители (соляная, фосфорная, кремнефтористая и др. кислоты) или их кислые соли (хлористый алюминий, сульфат алюминия, хлорное железо). Общим недостатком тампонажных составов кислотного отверждения является высокая коррозионная способность по отношению к породе, цементу, металлу обсадной колонны.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является полимерный тампонажный состав, содержащий фенолоформальдегидную смолу (марки СФЖ-3027Б), кислый отвердитель - минеральные или органические кислоты, резорцин, наполнитель и пенообразователь (изоцианаты, метиленхлорид, углекислый аммоний и др.)

Однако эти составы обладают высокой коррозионной активностью, что ограничивает их применение на терригенных и, особенно, на карбонатных коллекторах. Образующийся в процессе отверждения тампонажный камень имеет усадку, снижения которой добиваются введением пенообразователей. Кроме того, к недостаткам известного состава (прототипа) следует также отнести высокие показатели водоотдачи полимерной суспензии, приводящие к отфильтровыванию инертного наполнителя при закачке тампонажного состава в пласт.

Техническим результатом настоящего изобретения является разработка некислотного способа отверждения фенолоформальдегидной смолы СФЖ-3027Б резольного типа, выпускаемой Орехово-Зуевским объединением «Карболит», снижение водоотдачи тампонажного раствора и повышение прочностных и адгезионных характеристик отвержденного состава.

Указанный технический результат достигается тем, что тампонажный состав для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из фенолоформальдегидной смолы резольного типа, катализатора отверждения, минерального или органического наполнителя, отличается тем, что дополнительно содержит активатор процесса - резорцин - расширяющуюся добавку ДР-100, а в качестве катализатора используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):

фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100
феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10
резорцин 1,5-10
наполнитель (белая сажа БС-120, или тальк,
или резиновая крошка, или мел, или барит) 4-8
расширяющаяся добавка ДР-100 5-15

Использование в качестве отвердителя вместо кислоты ФХЛС-М и резорцина позволяет проводить отверждение состава в интервале температур 55-115°C, исключает разрушение цементного камня и существенно снижает его коррозионную активность. При более низких температурах отверждение композиции с помощью указанных реагентов затруднительно.

ФХЛС-М в тампонажном составе 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 использования тампонажного состава при проведении РИР как на терригенных, так и на карбонатных коллекторах. Введенные в состав инертные наполнители (белая сажа БС-120, тальк, резиновая крошка, мел, барит) способствуют снижению водоотдачи и усадки, повышению прочностных характеристик тампонажного камня. Состав композиции дополнительно содержит расширяющуюся добавку ДР-100, обеспечивающую полную ликвидацию усадки и исключающую образование флюидопроводящих каналов в отвержденном полимерном камне.

Применяемая фенолоформальдегидная смола резольного типа СФЖ-3027Б представляет собой прозрачную жидкость светло-коричневого цвета, ТУ 2221-103-05015227-04. Резорцин технический ГОСТ 997074 - бесцветное кристаллическое вещество, хорошо растворим в фенолоформальдегидной смоле. ФХЛС-М по ТУ 2458-015-20672718-2001 - модифицированный продукт взаимодействия лигносульфонатов с солями хрома и железа, водорастворимый дисперсный порошок коричневого цвета. Расширяющаяся добавка ДР-100 (на основе оксида кальция) производства НПК «ИЗОН», ТУ 5744-002-82475767-08, является аналогом расширяющейся добавки RD (ТУ 5744-002-59758749-06).

Тампонажный состав по сравнению с прототипом обладает нейтральным характером реакционной смеси, характеризуется однородностью, невысокой вязкостью (условная вязкость 27-35 сек по В3-246, диаметр сопла 4 мм), с регулируемыми сроками потери текучести и отверждения в диапазоне температур 55-110°C. В процессе отверждения образуется однородный изоляционный материал без усадки, с повышенной по сравнению с прототипом механической прочностью и адгезией к породе коллектора и к металлу, стойкий к действию кислоты и водных растворов солей.

При изучении свойств полимерных тампонажных составов определяли следующие параметры:

вязкость по ВЗ-246 (4 мм), сек;

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

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

адгезия к металлу, МПа.

Адгезионные свойства образующегося отвержденного 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.

Пример 1.

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 реагента 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 перемешивания лопастной мешалкой 800 об/мин.

Благодаря структурообразователю ФХЛС-М осаждение наполнителя и расширяющейся добавки из раствора не наблюдалось в течение 3 часов.

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. Водоотдача известного тампонажного раствора (прототипа), состоящего из фенолоформальдегидной смолы, кислотного отвердителя (HCl) и наполнителя БС-120 (см. пример 2) 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 растворе соляной кислоты, значительно превышающей стойкость цементного камня. Через 2 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.

Пример 2 (прототип).

Рабочая температура 75°C.

В колбу поместили 100 г фенолоформальдегидной смолы с вязкостью 31 с (при 20°C). Затем при работающей мешалке в колбу ввели катализатор отверждения (8 мл 18%-ной HCl). После расслоения смеси верхний водный слой слили, а в нижний смоляной слой добавили наполнитель (4,5 г БС-120) и 0,2 г углекислого аммония, являющегося пенообразователем. Перемешивание продолжили еще 10 мин.

Вязкость образовавшейся суспензии составила 120 с. Суспензию поместили в термошкаф с температурой 75°C. При данной температуре время потери текучести составило 1,5 часа, полное отверждение произошло за 20 часов. Ниже в табл.1 приведены сравнительные реологические и физико-механические характеристики тампонажных составов примеров 1 и 2.

Таблица 1
Свойства тампонажных составов до и после отверждения при температуре 75°C
№ примера Условная вязкость, сек Ф, см3/30 мин Прочность при изгибе, МПа Адгезия к металлу, МПа Коэф. лин. расширения, %
1 83 31 8,6 1,32 2,5
2 120 ПО 7,2 0,43 0,5

Сравнивая представленные в табл.1 данные, можно заключить, что практически все характеристики разработанного тампонажного состава превосходят аналогичные данные известного состава. Особенно эти различия проявляются в водоотдаче (> в 3,5 раза) и в адгезии к металлу (> в 3,1 раза). Кроме того, замена катализатора отверждения (с кислого на нейтральный) существенно изменяет pH растворов, составляющие для примеров 1 и 2 7,6 и 2,1 соответственно.

В процессе отверждения (пример 1) образуется однородный изоляционный материал без усадки, с повышенной по сравнению с прототипом механической прочностью и адгезией к породе и к металлу, стойкий к действию кислоты и водных растворов солей.

Примеры 3-11.

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

Таблица 2
Определение режимов потери текучести и отверждения тампонажного состава в интервале температур 55-115°C
№ примера Состав, вес.ч. Температура, °C Время потери текучести, час Время полного отверждения, час
СФЖ-3027Б резорцин ФХЛС-М наполнитель
3 100 10 10 - 55 15 48
4 100 10 10 БС-120,4 55 15 48
5 100 8 8 - 65 7,5 30
6 100 8 8 рез. кр.,6 65 8,0 30
7 100 6,5 6,5 мел, 10 75 5 24
8 100 5 5 тальк, 5 85 2,4 24
9 100 1,5 1,5 тальк,3 95 2,0 18
10 100 - 1,0 др. мука, 4,5 ПО 1,5 12
11х 100 - 1,0 др. мука, 4,5 115 2,5 15
х состав дополнительно содержит 30 вес.ч. ингибитора отверждения - крепителя БП-40.

Как видно из представленных в табл.2 данных, регулируя концентрации ФХЛС-М и резорцина, удается достигнуть время потери текучести тампонажного раствора не менее 2 ч, необходимых для проведения изоляционных работ в скважине. И только при температуре 115°C для достижения требуемых параметров отверждения в состав необходимо дополнительно вводить замедлители процесса (пример 11).

Присутствие в растворе инертных наполнителей в количестве 4-8 вес.% 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 3 и 4 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 3 и 4 составила 7,7 и 9,0 МПа соответственно. Для цемента марки ПЦТ-I-G без добавок в аналогичных условиях после 7-суточной гидратации (созревание) прочность при статическом изгибе образца равна 7,0 МПа.

Концентрацию расширяющейся добавки ДР-100 устанавливали исходя из существующих представлений об отверждении цементного камня, линейное расширение которого не должно превышать 3% (Костырин В.И. Тампонажные материалы и химреагенты. - М.: Недра, 1989). 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 (см. 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
12 3 0,15 0,23
13 5 1,3 0,70
14 10 2,0 1,30
15 15 2,7 1,29
16 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%. Кроме того, как видно из таблицы, увеличение содержания расширяющейся добавки до больше 15% приводит к снижению адгезии отвержденного состава к металлу.

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

Таким образом, предлагаемый полимерный тампонажный состав соответствует качественным показателям, позволяющим применять его для проведения РИР при эксплуатации и бурении высокотемпературных скважин.

1. Тампонажный состав для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из фенолоформальдегидной смолы резольного типа, катализатора отверждения, минерального или органического наполнителя, отличающийся тем, состав дополнительно содержит активатор процесса - резорцин и расширяющуюся добавку ДР-100, а в качестве катализатора используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100
феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10
резорцин 1,5-10
наполнитель (белая сажа БС-120, или тальк, или резиновая крошка, или мел, или барит) 4-8
- расширяющаяся добавка ДР-100 5-15

2. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что при температурах 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 размещению твердой фазы в скважине или трещине. .
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 разобщению подземных пластов и, более конкретно, к способам закупорки проницаемой зоны в стволе скважины. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра. .
Изобретение относится к способам управления миграцией сыпучих частиц в подземных пластах. .
Изобретение относится к газодобыче и может быть использовано для снижения водопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным материалам для проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к подготовке ствола скважины к спуску эксплуатационной колонны для его цементирования
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах и может быть использовано с применением колтюбинга

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции притока вод в нефтяную скважину из водоносных и высокопроницаемых пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу крепления и теплоизоляции скважин в грифоноопасном разрезе, в том числе для скважин нефтегазовых и паронагнетательных, в том числе в многолетнемерзлых породах (ММП)

Изобретение относится к способам и системам формирования барьера вокруг, по меньшей мере, части подземной области обработки

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
Изобретение относится к способу технического обслуживания ствола скважины в подземной формации и к цементной композиции для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации

Изобретение относится к нефтяной промышленности
Наверх