Быстросхватывающая тампонажная смесь (бстс) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах


 


Владельцы патента RU 2439119:

Апасов Тимергалей Кабирович (RU)

Изобретение относится к быстросхватывающейся тампонажной смеси для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах от 20 до 55°С. Изобретение может найти применение при ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн нагнетательных, добывающих нефтяных и газовых скважин, заколонных газоводоперетоков. Технический результат - снижение газопроницаемости, повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти. Быстросхватывающаяся тампонажная смесь (БСТС) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах включает карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, барит и воду, в качестве кислотного отвердителя содержит 2%-ный водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты, при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 45,0-50, 0,2%-ный водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты 2,5-4,5, барит 40,0-49,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции пластовых вод и газопритоков в нагнетательных, добывающих нефтяных и газовых скважинах. Может быть использован предлагаемый состав для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков.

Известен состав для изоляции зон поглощений и способ его получения, сущность которого - повышение плотности, обеспечение возможности применения в условиях низких температур и упрощение приготовления. Состав для изоляции зон поглощений содержит соль техническую аминированную, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту, хлористый кальций и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: соль техническая аминированная - 12-20; нитрилтриметиленфосфоновая кислота - 0,3-1,0; хлористый кальций - 4-12; вода - остальное. Состав получают путем смешения насыщенного водного раствора соли технической аминированной с добавкой НТФ до полного объема состава и насыщенного водного раствора CaCl2 при соотношении объемов 2,0-3,0:0,5-1,5. Плотность состава достигает 1210 кг/м3, морозостойкость до -25°С, вязкость - в пределах 3-20 мПа·с. Объем гелеобразного отфильтрованного осадка с размером частиц 40-100 мкм составляет 45-80% от полного объема состава. Состав снижает проницаемость керна до 10 раз (патент РФ №93006703 МПК: Е21В 33/13, 1996).

Данный состав позволяет снизить проницаемость, но не образует прочного камня и не имеет прочностные свойства в скважинных условиях при низких температурах до 55°С. Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому составу является полимерный тампонажный состав (ПТС) для изоляции водогазоперетоков, включающий в основном составе карбамидоформальдегидную смолу и продукт полиэтиленимина и сернокислой меди в качестве кислотного отвердителя, воду в качестве растворителя и барит при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамидформальдегидная смола 45,0-50,0
Аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди 0,5-3,0
Барит 47,0-49,0
Вода остальное

Полимерно-тампонажный раствор обладает регулируемыми сроками схватывания и загустевания в интервале температур 80-120°С. При давлении 5-80 МПа происходит значительное (до 26,6-73,4%) расширение раствора. Камень на основе ПТС обладает высокой прочностью, коррозионной стойкостью, низкой газопроницаемостью. Состав можно использовать для изоляции зон поглощений бурового раствора, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонных перетоков (Авторское свидетельство №1620610). Недостатком данного изоляционного состава является то, что сроки схватывания и загустевания ограничены в температурном диапазоне от 80 до 120°С, но более 30% случаев мы имеем газоводопритоков при температурах от 20 до 55°С, это вызвано в основном нарушением эксплуатационных колонн в районе расположения верхних водоносных горизонтов. Для решения таких проблемных случаев предлагаем состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах. Цель изобретения - регулирование сроков загустевания во времени при различных температурах (от 20 до 55°С) добавлением отвердителя (2% водный раствор НТФ) от массы карбамидоформальдегидной смолы от 5,0 до 13,0%. Для изоляции зон негерметичности колонн предлагаемый полимерно-тампонажный раствор включает карбамидоформальдегидную смолу, нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в качестве кислотного отвердителя, воду в качестве растворителя и барит в качестве наполнителя при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола 45,0-50,0
Нитрилтриметилфосфоновая кислота 2,5-4,5
Барит 40,0-49,0
Вода остальное

Предпочтительно использовать НТФ в виде водного раствора 2%-ной концентрации.

Пример 1. Для получения тампонажной смеси 45,0 мас.% карбамидоформальдегидной смолы перемешивают с 49,0 мас.% барита до получения однородной массы. Затем в эту массу медленно добавляют 2%-ный водный раствор НТФ и воду и перемешивают до получения однородной массы. Полученный состав термостатируют при 20°С. Через 6 час 20 минут образуется камень с необходимыми тампонажными свойствами. Полимерный тампонажный состав содержит, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола 45,0
2%-ный водный раствор
нитрилтриметилфосфоновой кислоты 2,5
Барит 49,0
Вода 3,5

Пример 2. Для получения тампонажного состава карбамидоформальдегидную смолу в количестве 50,0 мас.% смешивают с 40,8 мас.% барита. Полученную смесь перемешивают до получения однородной массы. Затем добавляют 2%-ный водный раствор НТФ и воду. После чего состав термостатируют при 55°С. Через 1 час 55 минут полученный состав формируется в камень. Полученный состав содержит, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола 50,0
2%-ный водный раствор
нитрилтриметилфосфоновой кислоты 4,5
Барит 40,8
Вода 4,7

При 40°С граничные значения смолы (45,0-50,0 мас.%) изменяют сроки схватывания 20-40 мин с учетом вариации состава относительных ингредиентов. В табл.1 даны состав и свойства полимерного тампонажного раствора и камня в сравнении с известным прототипом.

Техническим результатом изобретения является получение в высокопроницаемых интервалах пласта прочного водоизолирующего материала, сохраняющего свои изолирующие свойства в течение длительного времени, увеличение тем самым длительности эффекта изоляции. Тампонажный раствор на основе ПТС обладает регулируемыми сроками схватывания и загустевания в интервале температур от 20 до 55°С. Образовавшийся тампонажный камень на основе ПТС обладает высокой прочностью, коррозионной стойкостью, низкой газопроницаемостью.

1. Быстросхватывающая тампонажная смесь (БСТС) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах, включающая карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, барит и воду, отличающаяся тем, что в качестве кислотного отвердителя содержит 2%-ный водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола 45,0-50,0
2%-ный Водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты 2,5-4,5
Барит 40,0-49,0
Вода Остальное

2. Смесь по п.1, отличающаяся тем, что обладает регулируемыми сроками схватывания и загустевания в интервале низких температур от 20 до 55°С.

3. Смесь по п.1, отличающаяся тем, что содержит 2%-ный водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты в количестве 5-13% от массы карбамидоформальдегидной смолы.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к структурированным буферным жидкостям с регулируемой плотностью, применяемым для разделения различных по составу и плотности тампонажного и бурового растворов и эффективного вытеснения последнего из интервала цементирования скважин с аномально пластовыми давлениями - АВПД.

Изобретение относится к химической технологии, а именно к способам утилизации отхода производства монохлоруксусной кислоты (МХУК), используемой в производстве карбоксиметилцеллюлозы, фармацевтических препаратов, пестицидов, этилендиаминтетрауксусной кислоты.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к способу обслуживания ствола буровой скважины и к композиции герметика для осуществления указанного способа. .
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 вспениваемой композиции, ее получению и применению при гидроразрыве продуктивного пласта. .
Изобретение относится к вспениваемой композиции, ее получению и применению при гидроразрыве продуктивного пласта. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к композициям термоисточника, применяемого самостоятельно или в устройствах для термоимплозионной обработки призабойной зоны скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к композициям термоисточника, применяемого самостоятельно или в устройствах для термоимплозионной обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам упрочнения пород при проводке, преимущественно, пологих и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений.

Изобретение относится к применению определенной группы алкоксилированных и/или ацилированных нечетвертичных азотсодержащих соединений в качестве противоагломератов для газовых гидратов

Изобретение относится к обработке подземных пластов
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при интенсификации притоков продукции пласта и, в частности, нефти и газа
Изобретение относится к области бурения скважин в высококоллоидальных глинистых породах, в частности к полимерглинистым растворам
Изобретение относится к бурению скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для нефтеотдачи

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти
Наверх