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

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

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

Наверх