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


 


Владельцы патента RU 2426866:

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 нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным материалам для проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции. Состав включает карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель и наполнитель. В качестве отвердителя используют резорцин и феррохромлигносульфонат, а в качестве наполнителя белую сажу БС-120, или тальк, или резиновую крошку, или мел, при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: карбамидоформальдегидная смола 100; резорцин 7-15; ФХЛС-М 1,5-25; наполнитель 3-8. Технический результат - снижение водоотдачи тампонажного раствора и повышение адгезионных и прочностных характеристик отвержденного состава. 1 з.п. ф-лы., 1 табл.

 

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

Наиболее широко применяемые тампонажные составы на основе цементных растворов в целом ряде случаев не могут быть эффективными из-за низкой фильтруемости раствора и невозможности проникновения в пласт на достаточную глубину; высокой плотности, что может вызвать поглощение цементного раствора и гидроразрыв пласта; высокой фильтроотдачи (ухудшения подвижности раствора, кольматации продуктивной зоны), недостаточной механической и ударной прочности (растрескивание камня при повторной перфорации) и др.

В последнее время для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные тампонажные материалы на основе фенолоформальдегидных, мочевиноформальдегидных, фурановых, полиуретановых, эпоксидных, полисилоксановых смол и др. / Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. «Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтных работ». - Бурение скважин, 2006, №9, с.108-111/.

Накопленный промысловый опыт использования полимерных материалов позволяет выделить следующие основные направления их использования:

- тампонирование заколонного пространства при наличии пластов, склонных к поглощениям и гидроразрыву под действием растворов с высокой плотностью;

- ликвидация интенсивных поглощений тампонажного раствора высокой плотности;

- тампонирование поглощающих горизонтов, сложенных малопроницаемыми породами и при наличии высокоагрессивных пластовых флюидов;

- предотвращение выноса песка из слабосцементированных коллекторов.

Среди большого выбора полимерных тампонажных материалов и композиций на их основе широкое применение нашли карбамидные (мочевиноформальдегидные) составы как наиболее дешевые. Так широкое распространение получил метод крепления прискважинной зоны для упрочнения мелкозернистых песков и водоизоляции горных пород с помощью создания проницаемого фильтра, основой которого являются отвержденные мочевиноформальдегидные смолы марок КФ-Ж, М-70 и др. Составы нашли широкое применение в строительстве.

Для проведения изоляционных работ на нефтяных скважинах предложен полимерный тампонажный состав, состоящий из карбамидоформальдегидной смолы, кислотного отвердителя в виде кремнефтористой кислоты или ее натриевой соли и растворителя - спиртов группы C1-C4, или смеси спирта из группы C1-C4 с водой, или воды /Павлычев В.Н., Емалетдинова Л.Д. и др. Полимерный тампонажный состав. Пат. РФ №2167267, 2001/.

Как видно из представленного выше материала, все составы содержат кислотные отвердители (соляная, фосфорная, кремнефтористая кислоты и др.), или кислые соли (хлористый алюминий, сульфат алюминия, хлорное железо). Общим недостатком тампонажных составов кислотного отверждения является высокая коррозионная способность по отношению к породе, цементному камню, металлу обсадной колонны. Введение в композиционный состав растворителя в виде спирта или воды снижает концентрацию смолы, увеличивая тем самым водоотдачу раствора и снижая прочностные характеристики тампонажного камня.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому тампонажному составу является состав на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖ, содержащий гидроксохлористый алюминий и цеолит в качестве наполнителя для устранения усадки /Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г. Емалетдинова Л.Д. и др. Полимерный тампонажный состав. Пат. РФ №2212520, 2003/.

К недостаткам известного способа относятся:

- кислая среда тампонажного состава (pH товарного раствора гидроксохлористого алюминия находится в пределах 0,8-2,0), оказывающая негативное влияние на прочность цементного камня, коррозию металла обсадных колонн, а также ограничивает его применение в скважинах при наличии карбонатных пород;

- короткие сроки отверждения тампонажного состава, изменяющиеся в пределах от 0-50 до 6-00 часов, что недостаточно даже для потери текучести состава - времени, необходимого для приготовления композиции, закачки в НКТ и продавки ее в интервал негерметичности;

- введение в композицию наполнителя в виде цеолита не обеспечивает достаточных прочностных свойств отвержденного состава.

Кроме того, к недостаткам следует также отнести высокую водоотдачу полимерной суспензии, приводящей к отфильтровыванию наполнителя при закачке состава в интервал негерметичности.

Техническим результатом настоящего изобретения является разработка способа некислотного отверждения карбамидоформальдегидной смолы резольного типа СФ-НС, снижение водоотдачи тампонажного раствора и повышение адгезионных и прочностных характеристик отвержденного состава.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном полимерном тампонажном составе, включающем карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель и наполнитель, согласно изобретению в качестве отвердителя используют резорцин и феррохромлигносульфонат (ФХЛС-М), а в качестве наполнителя древесную муку, или белую сажу БС-120, или резиновую крошку, или мел, или тальк, при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

карбамидоформальдегидная смола 100
резорцин 7-15
ФХЛС-М 1,5-25
наполнитель 3-8

Использование в качестве отвердителя вместо кислоты резорцина и ФХЛС позволяет проводить отверждение состава в интервале температур 20-60°C, исключает разрушение цементного камня и существенно снижает его коррозионную активность.

Резорцин в композиции выполняет две функции: модификатора карбамидоформальдегидной смолы, приводящего к снижению растворимости в углеводородах и повышению кислотостойкости отвержденного состава, и сокатализатора процесса.

ФХЛС в тампонажном составе также 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 4 раза.

Применяемая карбамидная смола КФ-НС представляет собой однородную белого цвета суспензию по ГОСТ 2223-003-55093129-2009. Резорцин технический ГОСТ 997074 - бесцветное кристаллическое вещество, легкорастворим в карбамидоформальдегидной смоле. ФХЛС-М по ТУ 2458-015-20672718-2001 - модифицированный продукт взаимодействия лигносульфонатов с солями хрома и железа и представляет собой водорастворимый порошок коричневого цвета.

Тампонажный состав по сравнению с прототипом обладает нейтральным характером реакционной смеси, характеризуется однородностью, невысокой вязкостью (условная вязкость 15-30 сек по ВЗ-246, диаметр сопла 4 мм), с регулируемыми сроками потери текучести и отверждения в диапазоне температур 20-60°C. В процессе отверждения 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 растворив солей.

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 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 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-М. Перемешивание продолжали до полного растворения модификатора в течение 20 мин. Вязкость раствора составила 75 с. В образовавшийся структурированный раствор постепенно в течение 5 мин вели наполнитель - белую сажу БС-120 в количестве 4,0 г. Перемешивание продолжали еще 5 мин с помощью лопастной мешалки со скоростью 800 об/мин.

После приготовления раствора были проведены испытания на водоотдачу (Ф), которая составила 26 см3/30 мин. Водоотдача известного тампонажного раствора (прототипа), состоящего из карбамидоформальдегидной смолы, гидроксохлористого алюминия и цеолита, 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. Время потери текучести определяли от момента смешения компонентов до момента потери подвижности по отсутствию смещения меникса при наклоне емкости с реакционной смесью. Время полного отверждения определяли по отсутствию продавливания тампонажного материала при нажатии иглой.

Потеря текучести наступила через 4 часа, а полное отверждение состава произошло за 48 часов, 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 цементного камня. Через 2-е суток хранения отвержденных образцов в пластовой воде при 55°C величина адгезии с металлом составила 1,6 МПа (в аналогичных условиях для цементного камня без добавок эта величина не превышает 0,9-1,0 МПа).

Пример 2 (прототип)

Для состава (вес.ч.):

карбамидоформальдегидная смола КФЖ 100
гидроксохлористый алюминий 50
цеолит 20

адгезия полученного в аналогичных условиях с примером 1 отвержденного камня с поверхностью металла составила 0,18 МПа, что значительно ниже, чем в разработанном составе (см. пример 1).

Примеры 3-19

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

Приведенные в таблице 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) не оказывают заметного влияния на скорость отверждения, но способствуют снижению водоотдачи и усадки, повышению прочностных характеристик тампонажного камня.

Так показатель фильтрации (Ф) свежеприготовленных тампонажных растворов примеров 3 и 4 составил 76 и 34 см3/30 мин соответственно, т.е. в присутствии 4 вес.ч. наполнителя Ф уменьшился более чем в 2 раза.

Показатель фильтрации тампонажных растворов также зависит от содержания ФХЛС-М: с увеличением содержания ФХЛС-М с 5 до 10 вес.ч. (примеры 12-14) 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 3 и 4 составила 7,3 и 8,6 МПа соответственно (для примера 2 она не превысила 5,0 МПа). Для цемента марки ПЦТ-I-G без добавок в аналогичных условиях прочность при статическом изгибе составила 7,0 МПа.

При более высоких температурах (свыше 60°C) не удается получить безусадочный материал в приемлемые сроки потери текучести, необходимые для проведения РИР в эксплуатационных скважинах.

Пример 20

Для проведения РИР в зоне нарушения эксплуатационной колонны, негерметичности цементного кольца или отключаемого пласта необходимое соотношение компонентов для приготовления тампонажного раствора выбирается в зависимости от температуры зоны изоляции. В мернике цементировочного агрегата ЦА-320 приготавливают раствор в следующей последовательности операций: из бочек перекачивают необходимое количество смолы, при постоянном перемешивании в нее добавляют резорцин и после растворения реагент ФХЛС-М. Перемешивание продолжают до образования однородной жидкости.

При необходимости в зависимости от условий тампонирования в раствор добавляют наполнитель и состав гомогенизируют.

Приготовленный тампонажный состав по НКТ закачивают в зону нарушения и скважина закрывается на 24-48 часов для отверждения. Затем производится освоение и запуск скважины в эксплуатацию.

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

1. Полимерный тампонажный состав, включающий карбамидо-формальдегидную смолу, кислотный отвердитель и наполнитель, отличающийся тем, что в качестве отвердителя используют резорцин и феррохромлигносульфонат при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

карбамидоформальдегидная смола 100
резорцин 7-15
феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,5-25
наполнитель 3-8

2. Полимерный тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве наполнителя используют белую сажу БС-120, или тальк, или резиновую крошку, или мел в количестве от 3 до 8 вес.ч.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах.
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 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
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод в скважине, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, регулирования разработки нефтяных месторождений
Наверх