CN102660117B - 树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法 - Google Patents
树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102660117B CN102660117B CN201210147354.XA CN201210147354A CN102660117B CN 102660117 B CN102660117 B CN 102660117B CN 201210147354 A CN201210147354 A CN 201210147354A CN 102660117 B CN102660117 B CN 102660117B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well workover
- weight part
- compound well
- workover
- water
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Abstract
本发明公开了一种树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法、树脂材料包括20重量份-33重量份的水性环氧树脂、32重量份-53重量份的聚酰胺、17重量份-86重量份的水;复合修井材料包含10重量份的空心玻璃球和87-89重量份的上述树脂材料。采用这种材料的修井工艺方法,耐温达到150℃,耐压大于30MPa,弹性模量低于5GPa。
Description
技术领域
本发明涉及一种套损套变井修复技术,尤其涉及一种树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法。
背景技术
随着油田开发进程的加快,长期注水、注聚及地层的运动产生的地层压力失衡,造成很多油水井盖层滑移,使套管受多向水平剪切而缩径、弯曲或错断,固井水泥环破碎,泥岩挤占井径使油水井无法正常生产。目前错断和套变井每年还在增加,据不完全统计,大庆油田类似井况10000余口,主力油田尤为严重。
现有技术中,套损套变后,一般采取挤水泥的方法。但是水泥施工存在破碎、脱落、硅裂、环空堵塞等问题。常规水泥抗压强度小于30MPa,弹性模量为17~18GPa,说明其强度还不够强,“塑性”程度还不够高,修井后封固效果差。
发明内容
本发明的目的是提供一种耐高温、耐高压、低弹性模量的树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法。
本发明的目的是通过以下技术方案实现的:
本发明的树脂材料,它包括以下组份:水性环氧树脂、聚酰胺和水,三种组份的重量份分别为:
水性环氧树脂: 20重量份-33重量份;
聚酰胺: 32重量份-53重量份;
水: 17重量份-86重量份。
本发明的复合修井材料,所述的复合修井材料中包含空心玻璃球和权利要求1或2所述的树脂材料,所述复合修井材料中,空心玻璃球和树脂材料所占的重量份分别为10重量份和87-89重量份;
所述的复合修井材料还包含缓凝剂,所述缓凝剂包含以下组份:FeCl3,该组份在复合修井材料中所占的重量份为:1重量份-3重量份。
本发明的修井工艺方法,其特征在于,包含以下步骤:
A、配制权利要求3所述的复合修井材料,所述复合修井材料中包含权利要求1或2所述的树脂材料;
B、应用步骤A所述的复合修井材料进行修井。
由上述本发明提供的技术方案可以看出,本发明提供的树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法,由于树脂材料包括以下组份:水性环氧树脂、聚酰胺和水,复合修井材料,包含空心玻璃球和上述的树脂材料。采用这种材料的修井工艺方法,耐温达到150℃,耐压大于30MPa,弹性模量低于5GPa。
具体实施方式
下面将对本发明实施例作进一步地详细描述。
本发明的树脂材料,其较佳的具体实施方式是:
它包括以下组份:水性环氧树脂、聚酰胺和水,三种组份的重量份分别为:
水性环氧树脂: 20重量份-33重量份;
聚酰胺: 32重量份-53重量份;
水: 17重量份-86重量份。
所述的三种组份的优选的重量份分别为:
水性环氧树脂: 33重量份;
聚酰胺: 53重量份;
水: 17重量份。
本发明的复合修井材料,其较佳的具体实施方式是:
所述的复合修井材料中包含空心玻璃球和权利要求1或2所述的树脂材料,所述复合修井材料中,空心玻璃球和树脂材料所占的重量份分别为10重量份和87-89重量份;
所述的复合修井材料还包含缓凝剂,所述缓凝剂包含以下组份:FeCl3,该组份在复合修井材料中所占的重量份为:1重量份-3重量份。
本发明的修井工艺方法,其较佳的具体实施方式是:
包含以下步骤:
A、配制权利要求3所述的复合修井材料,所述复合修井材料中包含权利要求1或2所述的树脂材料;
B、应用步骤A所述的复合修井材料进行修井。
所述的步骤A包含以下步骤:
将水、水性环氧树脂、聚酰胺、空心玻璃球混合,并加入缓凝剂FeCl3,充分搅拌。
所述的步骤B包含以下步骤:
B1、首先向井中需要修井的套损套变以下位置下入丢手封隔器,泵入沙粒,隔离复合修井材料对下层的影响,注水测试套损套变位置地层吸水能力;
B2、地面根据配比搅拌复合修井材料,搅拌好后即注入井下;
B3、复合固井材料注入后憋压候凝48-72小时;
B4、最后下入工具钻塞,起出丢手封隔器。
所述的步骤B中,在需要修补的井段以下下入丢手封隔器,泵入沙粒,注入复合修井材料修井,利用缓凝剂控制稠化时间,保证施工安全,利用树脂保证材料的韧性和强度,利用空心玻璃球保证材料的可钻性。
本发明的树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法,耐温达到150℃,耐压大于30MPa,弹性模量低于5GPa。
具体实施例中:
复合固井材料由液态的水性环氧树脂及固化剂聚酰胺组成,树脂:水性环氧树脂:聚酰胺的质量比=1∶1.6,水性环氧树脂、聚酰胺的黏度分别为957mPa·s、1057mPa·s,密度分别为0.85g/cm3、0.86g/cm3。缓凝剂FeCL3颗粒加量为1重量份-3重量份,稠化时间在1h-6h。水加量为17重量份-86重量份。复合修井材料稠化时间可控,能满足井下修井施工要求。
在错断井段形成一段密封性好、韧性好、强度高、与钢管性能相近的复合材料固化环,一是能连接上下套管并在连接处密封,防止成为套损源;二是能有效地修补破损的水泥环,防止二次套损;三是内通径大,能完全满足常规采油工具起下和分采分注的要求。由于套损套变井数量大,本发明将会有效保证油气稳定生产,保证油气供应,将会产生巨大的经济及社会效益。
以上所述,仅为本发明较佳的具体实施方式,但本发明的保护范围并不局限于此,任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明披露的技术范围内,可轻易想到的变化或替换,都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此,本发明的保护范围应该以权利要求书的保护范围为准。
Claims (3)
1.一种复合修井材料,其特征在于,所述的复合修井材料中包含空心玻璃球和树脂材料,所述复合修井材料中,空心玻璃球和树脂材料所占的重量份分别为10重量份和87-89重量份;
所述的复合修井材料还包含缓凝剂,所述缓凝剂包含以下组份:FeCl3,该组份在复合修井材料中所占的重量份为:1重量份-3重量份;
所述树脂材料包括以下组份:水性环氧树脂、聚酰胺和水,三种组份的重量份分别为:
水性环氧树脂: 20重量份-33重量份;
聚酰胺: 32重量份-53重量份;
水: 17重量份-86重量份。
2.根据权利要求1所述的复合修井材料,其特征在于,所述树脂材料的三种组份的重量份分别为:
水性环氧树脂: 33重量份;
聚酰胺: 53重量份;
水: 17重量份。
3.一种修井工艺方法,其特征在于,包含以下步骤:
A、配制权利要求1或2所述的复合修井材料;
B、应用步骤A所述的复合修井材料进行修井;
所述的步骤A包含以下步骤:
将水、水性环氧树脂、聚酰胺、空心玻璃球混合,并加入缓凝剂FeCl3,充分搅拌;
所述的步骤B包含以下步骤:
B1、首先向井中需要修井的套损套变以下位置下入丢手封隔器,泵入沙粒,隔离复合修井材料对下层的影响,注水测试套损套变位置地层吸水能力;
B2、地面根据配比搅拌复合修井材料,搅拌好后即注入井下;
B3、复合固井材料注入后憋压候凝48-72小时;
B4、最后下入工具钻塞,起出丢手封隔器。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201210147354.XA CN102660117B (zh) | 2012-05-11 | 2012-05-11 | 树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201210147354.XA CN102660117B (zh) | 2012-05-11 | 2012-05-11 | 树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN102660117A CN102660117A (zh) | 2012-09-12 |
CN102660117B true CN102660117B (zh) | 2014-01-15 |
Family
ID=46769709
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201210147354.XA Expired - Fee Related CN102660117B (zh) | 2012-05-11 | 2012-05-11 | 树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN102660117B (zh) |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108048054B (zh) * | 2017-12-28 | 2020-07-03 | 长江大学 | 一种固井用弹性流体及其制备方法和应用 |
CN108865087A (zh) * | 2018-07-19 | 2018-11-23 | 中国石油集团工程技术研究院有限公司 | 一种热固性环氧树脂固井工作液 |
CN108979585A (zh) * | 2018-07-27 | 2018-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田套损井套破点的封堵方法 |
US10696888B2 (en) * | 2018-08-30 | 2020-06-30 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation material compositions and methods of isolating a lost circulation zone of a wellbore |
CN110540830B (zh) * | 2019-09-03 | 2022-01-04 | 天津中油渤星工程科技有限公司 | 一种水性改性合成树脂胶凝材料及其制备方法、应用 |
CN110725663B (zh) * | 2019-11-06 | 2022-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种免桥塞不动管柱套损井化学堵漏工艺 |
CN111075393B (zh) * | 2019-12-18 | 2021-11-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油气田套损井长井段挤堵树脂修复工艺 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5969006A (en) * | 1997-08-18 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remedial well bore sealing methods |
CN101747880A (zh) * | 2009-12-29 | 2010-06-23 | 中国石油天然气集团公司 | 一种深水低温低密早强固井水泥浆 |
-
2012
- 2012-05-11 CN CN201210147354.XA patent/CN102660117B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5969006A (en) * | 1997-08-18 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remedial well bore sealing methods |
CN101747880A (zh) * | 2009-12-29 | 2010-06-23 | 中国石油天然气集团公司 | 一种深水低温低密早强固井水泥浆 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
快干型双组份水性环氧树脂涂料的研究;钱立强;《环境保护》;19991231(第11期);第30-31页 * |
钱立强.快干型双组份水性环氧树脂涂料的研究.《环境保护》.1999,(第11期),第30-31页. |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN102660117A (zh) | 2012-09-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102660117B (zh) | 树脂材料及复合修井材料及修井工艺方法 | |
CN102191024B (zh) | 一种可固化堵漏剂 | |
CN101235632B (zh) | 灌浆堵漏工艺 | |
CN103725274B (zh) | 耐高压可控降解化学成型的流体桥塞及其制备方法和用途 | |
CN103089276B (zh) | 深浅孔与高低压耦合注浆工艺 | |
CN105038741A (zh) | 一种固井液体系及其制备方法 | |
CN105255467B (zh) | 一种用于致密砂岩油藏的复合解堵剂 | |
CN104726078B (zh) | 一种凝胶堵漏剂及其制备方法 | |
CN106014330A (zh) | 一种提高漏失套损井化学封堵成功率的方法 | |
CN101863643B (zh) | 一种疏水凝胶复合水泥及其堵漏方法 | |
CN100575447C (zh) | 一种组合物及其制备和应用 | |
CN106566501B (zh) | 一种柔性堵漏剂及其制备方法与应用 | |
US9366125B2 (en) | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs | |
CN104533354A (zh) | 一种小井眼侧钻井塞式防砂方法 | |
CN101839124B (zh) | 一种控制油气田储层压裂裂缝延伸的方法 | |
CN102181274A (zh) | 触变性化学封窜剂 | |
CN103161484B (zh) | 一种膏体定长锚固支护方法 | |
CN102977876B (zh) | 一种超低浓度瓜尔胶压裂液及低温煤层气井压裂方法 | |
CN104121000B (zh) | 一种低渗裂缝性油藏套管完井水平井堵水方法 | |
CN205370587U (zh) | 一种煤矿破碎围岩深孔注浆加固装置 | |
CN105602536B (zh) | 一种非酸溶性高强度封窜堵漏剂及其制备方法 | |
CN104529339B (zh) | 一种聚丙烯交联共聚物纤维混凝土堵漏浆 | |
CN108843371B (zh) | 一种基于采动卸压的煤层分区动态注水工艺方法 | |
CN106677739A (zh) | 一种射孔炮眼的封堵方法 | |
CN103174428A (zh) | 一种应用化学浆液对竖井井筒实施注浆堵水的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
C41 | Transfer of patent application or patent right or utility model | ||
TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20170103 Address after: 100083 Haidian District, Xueyuan Road, No. 29, Patentee after: China Geology Univ. (Beijing) Address before: 214192 Jiangsu city of Wuxi province Xishan Economic Development Zone in three Furong Road No. 99 room 207 six zuiun Patentee before: Wuxi Weishi Technology Co.,Ltd. |
|
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20140115 Termination date: 20170511 |