Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах


 


Владельцы патента RU 2600576:

Общество с ограниченной ответственностью "НОВАС Ск" (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины. Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах включает расслоение фенолоформальдегидной смолы путем ее выдержки не менее суток до появления на ее поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. После чего в части верхнего слоя, содержащей 5-10% от объема указанной смолы, растворяют 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы. Затем осуществляют перемешивание растворенной части верхнего слоя с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, в котором предварительно растворяют эпоксикарбазолилпропан в количестве 10-20% от массы исходной фенолоформальдегидной смолы, с последующим добавлением отвердителя. 2 з.п. ф-лы, 5 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изготовления тампонажного материала для изоляции водопритоков в скважинах, примененный в патенте РФ №2340648, опубл. 10.12.2008 г., включающий отделение нижнего осевшего слой после расслоения фенолоформальдегидной смолы, добавление отвердителя и отделение верхнего слоя после указанного расслоения, в части которого, составляющей 5-10% от объема указанной смолы, растворено 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы.

Недостатком тампонажного материала является то, что он обладает высокой вязкостью, высокой проникающей способностью и пригоден только для изоляционных работ при высокой приемистости скважины.

В изобретении решается задача повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Задача решается тем, что в способе изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах «Композиция «ТКГС», включающем отделение нижнего осевшего слоя после расслоения фенолоформальдегидной смолы, добавление отвердителя и отделение верхнего слоя после указанного расслоения, в части которого, составляющей 5-10% от объема указанной смолы, растворено 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы, согласно предлагаемому изобретению дополнительно в нижнем слое растворяют эпоксикарбазолилпропан в количестве 10-20% от массы исходной фенолоформальдегидной смолы с последующим перемешиванием обоих слоев. Кроме того, тампонажный материал дополнительно содержит загуститель, наполнитель.

Изоляция водопритоков в скважине с помощью тампонажных материалов предусматривает необходимость создания надежного тампона (изоляции) в зоне водопритока в призабойной зоне скважины, в нарушениях сплошности обсадной колонны скважины. Существующие тампонажные материалы на основе фенолоформальдегидной смолы, как правило, обладают недостаточной эластичностью слоя, образующегося на стенках скважины после отверждения, что приводит к излишней хрупкости тампона. Кроме того, высокая кислотность и щелочность сред, прокачиваемых через скважину, также приводят к преждевременной деструкции и разрушению тампонажных материалов на основе фенолоформальдегидной смолы. Перечисленные факторы приводят к снижению прочности и разрушению химической структуры тампонажного слоя, что негативно сказывается на долговечности и надежности получаемой изоляции.

Известно, что модификация резольных смол моноэпоксидными соединениями позволяет существенно повысить кислото- и щелочестойкость, а также эластичность получаемой композиции по сравнению с исходной фенолоформальдегидной смолой [Ровкина Н.М., Тюкавкина Н.Г. Модификация фенолоформальдегидных смол резольного типа моноэпоксидами // Альманах современной науки и образования. - Грамота. - 2009. - №11 (30) в 2-х ч. Ч.I. С. 161-165].

Однако в предложенном изобретении решается задача повышения надежности и долговечности тампонирующего материала. Задача решается тампонажным материалом для ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим расслаивающуюся фенолоформальдегидную смолу и отвердитель. В качестве расслаивающейся фенолоформальдегидной смолы материал содержит фенолоформальдегидную смолу, модифицированную 1,2-эпокси-3-(9′карбазолил)-пропаном (эпоксикарбазолилпропан, ЭКП) в количестве 10-20% от массы фенолоформальдегидной смолы и негашеной известью (СаО) в количестве 0,1-1,0% от массы фенолоформальдегидной смолы. При этом для модификации используют как нижний, так и верхний слои, образующиеся при расслоении смолы. Эпоксикарбазолилпропан в количестве 10-20% от массы исходной нерасслоившейся смолы растворяют в нижнем слое, образующемся при расслоении смолы, в первой емкости. Часть верхнего слоя в объеме 5-10% от объема смолы сливают во вторую емкость, растворяют в ней негашеную известь в количестве 0,1-1,0% от массы нерасслоившейся смолы и перемешивают с содержимым первой емкости. Полученный продукт используют в качестве связующего при ремонтно-изоляционных работах в скважине, в частности при изоляции (тампонировании) водопритоков в призабойной зоне добывающей скважины, изоляции (тампонировании) зон поглощений в нагнетательной скважине, изоляции (тампонировании) мест нарушений обсадной колонны скважины и т.п. Для создания тампонирующего материала модифицированную фенолоформальдегидную смолу смешивают с отвердителем и закачивают в интервал изоляции.

Модифицированная фенолоформальдегидная смола обладает большей эластичностью и долговечностью, повышенной стойкостью к кислым и щелочным средам, воздействующим на тампон как со стороны прокачиваемых через скважину сред, так и со стороны укрепленных материалом грунтов.

Модифицированная фенолоформальдегидная смола - это однородная жидкость от красновато-коричневого до темно-вишневого цвета с вязкостью не более 55 мПа·с и массовой долей сухого остатка не менее 40%.

При определения компонентного и процентного состава тампонажного материала определяющим фактором служит температура и приемистость в зоне ремонта.

Границы температурного диапазона установлены в следующих пределах:

- в диапазоне от -5 до 80°С смола используется в композиции с отвердителем процесса в количестве 5-25%;

- в диапазоне от 80 до 110°С смола используется в композиции с 50%-ным отвердителем процесса в количестве 0-10%.

В качестве отвердителя может быть использован, например, раствор серной, соляной, п-толуолсульфокислоты, щавелевой кислоты.

При необходимости загущения материала вводят загустители, например водорастворимые полимеры типа полиакриламида, сополимера винилацетата и этилена, эфиры целлюлозы, например метилгидроксипропилцеллюлозу, оксиэтилцеллюлозу и т.п.

При необходимости снижения пенообразования материала вводят пеногасители типа полисилоксана.

При необходимости наполнения материала вводят наполнители типа кварцевого песка, древесной муки и пр.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. 200 кг фенолоформальдегидной смолы марки СФЖ-3027Б выдерживают не менее 1 суток до появления на поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. Часть верхнего слоя после расслоения указанной смолы в объеме 5% от ее объема сливают в отдельную емкость. В течение 5 мин растворяют в этой части слоя 0,1% (0,2 кг) негашеной извести от массы фенолоформальдегидной смолы и перемешивают с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, предварительно смешанным в течение 5 мин с эпоксикарбазолилпропаном в количестве 20% (40 кг) от массы исходной фенолоформальдегидной смолы. Модифицированную фенолоформальдегидную смолу доставляют к скважине, смешивают с отвердителем - раствором соляной кислоты, и закачивают в интервал изоляции, создавая в призабойной зоне тампон.

Пример 2. 200 кг фенолоформальдегидной смолы марки СФЖ-3027Б выдерживают не менее 1 суток до появления на поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. Часть верхнего слоя в объеме 7,5% от объема фенолоформальдегидной смолы сливают в отдельную емкость. В течение 7 мин растворяют в этой части слоя 0,5% (1 кг) негашеной извести от массы фенолоформальдегидной смолы и смешивают с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, предварительно смешанным в течение 7 мин с эпоксикарбазолилпропаном в количестве 15% (30 кг) от массы исходной фенолоформальдегидной смолы. Модифицированную фенолоформальдегидную смолу доставляют к скважине, смешивают с отвердителем - раствором серной кислоты, и закачивают в интервал изоляции, создавая в призабойной зоне тампон.

Пример 3. 200 кг фенолоформальдегидной смолы марки СФЖ-3027Б выдерживают не менее 1 суток до появления на поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. Часть верхнего слоя в объеме 10% от объема фенолоформальдегидной смолы сливают в отдельную емкость. В течение 10 мин растворяют в этой части слоя 1% (2 кг) негашеной извести от массы фенолоформальдегидной смолы и смешивают с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, предварительно смешанным в течение 10 мин с эпоксикарбазолилпропаном в количестве 10% (10 кг) от массы исходной фенолоформальдегидной смолы. Модифицированную фенолоформальдегидную смолу доставляют к скважине, смешивают с отвердителем - раствором щавелевой кислоты, и закачивают в интервал изоляции, создавая в призабойной зоне тампон.

Пример 4. 200 кг фенолоформальдегидной смолы марки СФЖ-3027Б выдерживают не менее 1 суток до появления на поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. Часть верхнего слоя в объеме 7% от объема фенолоформальдегидной смолы сливают в отдельную емкость. В течение 7 мин растворяют в этой части слоя 0,5% (1 кг) негашеной извести от массы фенолоформальдегидной смолы и смешивают с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, предварительно смешанным в течение 7 мин с эпоксикарбазолилпропаном в количестве 10% (10 кг) от массы исходной фенолоформальдегидной смолы. В модифицированную фенолоформальдегидную смолу вводят 100 кг кварцевого песка как наполнителя и доставляют к скважине, смешивают с отвердителем - раствором соляной кислоты, и закачивают в интервал изоляции, создавая в призабойной зоне тампон.

Пример 5. 200 кг фенолоформальдегидной смолы марки СФЖ-3027Б выдерживают не менее 1 суток до появления на поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. Часть верхнего слоя в объеме 7,5% от объема фенолоформальдегидной смолы сливают в отдельную емкость. В течение 7 мин, растворяют в этой части слоя 0,5% (1 кг) негашеной извести от массы фенолоформальдегидной смолы и смешивают с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, предварительно смешанным в течение 7 мин с эпоксикарбазолилпропаном в количестве 15% (30 кг) от массы исходной фенолоформальдегидной смолы. В модифицированную фенолоформальдегидную смолу вводя 0,2 кг полиакриламида как загустителя, растворяют полиакриамид, доставляют к скважине, смешивают с отвердителем - раствором соляной кислоты, и закачивают в интервал изоляции, создавая в призабойной зоне тампон.

Тампонирующий материал по примерам 1-5 способен создавать надежный тампон при приемистости места изоляции более 500 м3/сут и более с сохранением прочности на протяжении 5-8 лет, тогда как материал по прототипу создает надежный тампон при приемистости места изоляции более 500 м3/сут и более с сохранением прочности на протяжении 3-4 лет.

Применение предложенного тампонажного материала позволит решить задачу повышения долговечности и надежности тампонажного материала и обеспечить создание прочной, эластичной и химически стойкой изоляции водопритоков с повышенной приемистостью.

1. Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий расслоение фенолоформальдегидной смолы путем ее выдержки не менее суток до появления на ее поверхности жидкого слоя с последующим отделением нижнего осевшего и верхнего слоев, после чего в части верхнего слоя, содержащей 5-10% от объема указанной смолы, растворяют 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы, а затем осуществляют перемешивание растворенной части верхнего слоя с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, в котором предварительно растворяют эпоксикарбазолилпропан в количестве 10-20% от массы исходной фенолоформальдегидной смолы, с последующим добавлением отвердителя.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед добавлением отвердителя в тампонажный материал вводят загуститель.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед добавлением отвердителя в тампонажный материал вводят наполнитель.



 

Похожие патенты:

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений для глушения и консервации скважин, для ликвидации межколонных давлений путем гидрозатвора при цементировании с недоподнятием цемента до устья для создания противодавления.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, преимущественно к бурению в условиях высоких температур, неустойчивых глинистых пород и при вскрытии продуктивных пластов.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности предотвращения выпадения солей в течение длительного времени эксплуатации скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» и образования прочных силикатных пленок, включающих в себя ингибитор, на поверхности породообразующих минералов.

Настоящее изобретение относится к вязкоупругим текучим средам, загущенным кислым композициям, а также к способам их использования. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки подземного пласта, содержащая по меньшей мере одну композицию гелеобразующего вещества, где указанная композиция гелеобразующего вещества содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество приведенной общей формулы, и систему растворителей, которая содержит воду, одноатомный спирт и двухатомный или многоатомный спирт, при массовом соотношении указанного одноатомного спирта и указанного двухатомного или многоатомного спирта от 1,0 до 2,2.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи.
Настоящее изобретение относится к деформируемым проппантам и способам обработки подземного пласта с их использованием. Способ обработки подземного пласта включает нагнетание в подземный пласт текучей композиции, которая содержит текучую среду и деформируемый проппант, имеющий взаимопроникающую полимерную сетку, образованную из первого полимерного компонента и второго полимерного компонента.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к способу регулирования реакционной способности и времени желатинизации смесей смол и/или строительных растворов реакционноспособных смол на основе радикально-полимеризующихся соединений.
Наверх