RU2147332C1 - Plugging material for isolation of water inflow to oil and gas wells - Google Patents
Plugging material for isolation of water inflow to oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2147332C1 RU2147332C1 RU98116091/03A RU98116091A RU2147332C1 RU 2147332 C1 RU2147332 C1 RU 2147332C1 RU 98116091/03 A RU98116091/03 A RU 98116091/03A RU 98116091 A RU98116091 A RU 98116091A RU 2147332 C1 RU2147332 C1 RU 2147332C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- filler
- composition
- grouting material
- foaming agent
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи за счет герметизации обсадных колонн добывающих скважин, ликвидации заколонных перетоков при прорывах воды в нефтеносный пласт. Изобретение может быть использовано для повышения фильтрационного сопротивления и выравнивания обводненных зон нефтенасыщенного коллектора, а также для проведения различных гидроизоляционных работ, связанных с защитой конструкций и сооружений от воздействия влаги. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for increasing oil recovery by sealing casing strings of production wells, eliminating casing flows during breakthroughs of water into the oil reservoir. The invention can be used to increase filtration resistance and level waterlogged zones of an oil-saturated reservoir, as well as to carry out various waterproofing works related to the protection of structures and structures from moisture.
Существующие способы ограничения водопритока основаны на использовании как эмульсионных, так и суспензионных тампонирующих водных растворов. В качестве тампонирующих материалов применяют некоторые виды цементов, полимеры (фенольные и эпоксидные смолы, полиакриламид, гипан), силикат натрия, катионоактивный латекс и др. Нашли также распространение полимерцементные, гипсополимерные и гипаноцементные смеси, характеризующиеся высокими структурно-механическими свойствами (Соловьев Е.М. Заканчивание скважин.- М.: Недра, 1979, с. 180-209). Вместе с тем существенным недостатком полимерных смесей является их усадка при твердении, особенно в пластовых водах, достигающая при 30%-ном содержании смолы (ТСД-9, ФР-12) более 5%. Existing methods for limiting water inflow are based on the use of both emulsion and suspension plugging aqueous solutions. Some types of cements, polymers (phenolic and epoxy resins, polyacrylamide, hypane), sodium silicate, cationic latex, etc. are used as plugging materials. Polymer-cement, gypsum-polymer, and hypo-cement mixtures with high structural and mechanical properties have also spread (Soloviev E.M. Completion of wells. - M.: Nedra, 1979, p. 180-209). At the same time, a significant drawback of polymer mixtures is their shrinkage during hardening, especially in formation waters, reaching more than 5% at 30% resin content (TSD-9, FR-12).
В последнее время для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные и тампонирующие составы, обладающие небольшой плотностью, хорошей адгезией, устойчивостью к коррозии, высокой фильтрационной способностью. Наиболее близким к заявляемому тампонажному составу являются смеси на основе резольных фенолоформальдегидных смол (ТСД-9, ТСД-12, ФС), обеспечивающие прочность и стойкость пластмассового камня в забойных условия ( Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф.Справочное руководство по тампонажным материалам. -М. : Недра, 1987, с. 188 и 189). Эти смолы обладают селективностью действия, т.е. образование водоизолирующего состава происходит в водной среде. При этом во время транспортирования растворов до зоны поглощения и в самой зоне они в значительной мере перемешиваются с промывочной жидкостью и с пластовой водой, что значительно ухудшает их изоляционную способность. Кроме того, существенным недостатком таких тампонажных смесей является их недостаточная механическая прочность, усадка при твердении, достигающая 10-15%, что заметно снижает гидроизолирующие характеристики образующегося камня. Recently, for the isolation of absorbing horizons, polymeric and tampon compositions have widespread use, which have a low density, good adhesion, corrosion resistance, and high filtration ability. Closest to the claimed grouting composition are mixtures based on rezol phenol-formaldehyde resins (TSD-9, TSD-12, FS), providing strength and durability of plastic stone in bottomhole conditions (Danyushevsky V.S., Aliev R.M., Tolstykh I. F. Reference Guide for cementing materials. -M.: Nedra, 1987, p. 188 and 189). These resins have selectivity, i.e. the formation of a water insulating composition occurs in the aquatic environment. At the same time, during the transportation of the solutions to the absorption zone and in the zone itself, they are significantly mixed with the washing liquid and with produced water, which significantly worsens their insulating ability. In addition, a significant drawback of such grouting mixtures is their lack of mechanical strength, shrinkage during hardening, reaching 10-15%, which significantly reduces the waterproofing characteristics of the resulting stone.
Техническим результатом при использовании изобретения является разработка тампонажной композиции на полимерной основе, которая может отверждаться при 20-110oC.The technical result when using the invention is to develop a grouting composition on a polymer basis, which can be cured at 20-110 o C.
Технический результат достигается тем, что в качестве тампонажного материала используется водонерастворимая фенолоформальдегидная смола резольного типа, содержащая отверждающие агенты, активатор, пенообразующие добавки и наполнитель. Содержание компонентов в смеси определяется условиями в зоне обработки и прежде всего температурой, которая может колебаться от 20 до 110oC.The technical result is achieved by the fact that as a grouting material, a water-insoluble phenol-formaldehyde resin of a resol type is used containing curing agents, an activator, foaming additives and a filler. The content of the components in the mixture is determined by the conditions in the processing zone and above all by temperature, which can range from 20 to 110 o C.
Применение водонерастворимой смолы предотвращает ее разбавление в пластовой воде, что позволяет сохранить высокую изолирующую способность пластика. Получение водонерастворимых фенолоформальдегидных смол (например, СФЖ-3027Б, -3012, -3014, ГОСТ 209007-75) осуществляют после смешения компонентов тампонирующей смеси. Образующаяся смесь в течение 5-15 мин (в зависимости от состава) расслаивается на верхний водный и нижний смолистый слои. Верхний слой сливают, а нижний, сохраняющий подвижность (прокачиваемость), используют в качестве тампонирующего материала. The use of water-insoluble resin prevents its dilution in produced water, which allows to maintain a high insulating ability of plastic. Obtaining water-insoluble phenol-formaldehyde resins (for example, SFZh-3027B, -3012, -3014, GOST 209007-75) is carried out after mixing the components of the plugging mixture. The resulting mixture for 5-15 minutes (depending on the composition) is stratified into the upper aqueous and lower resinous layers. The upper layer is drained, and the lower one, which maintains mobility (pumpability), is used as a plugging material.
Сшивающими агентами композиции являются как неорганические (соляная, серная, фосфорная), так и органические (п-толуолсульфокислота, щавелевая) кислоты. The crosslinking agents of the composition are both inorganic (hydrochloric, sulfuric, phosphoric) and organic (p-toluenesulfonic acid, oxalic) acids.
Активатором процесса отверждения являются диоксибензолы (резорцин, пирокатехин и др.), которые благодаря своей более высокой реакционной способности, чем фенолы, активируют сшивку смолы с образованием метиленовых мостиков. Применение диоксибензолов является необходимым при проведении гидроизоляционных работ с температурой в зоне обработки ниже 50oC.The activator of the curing process is dioxibenzenes (resorcinol, pyrocatechol, etc.), which, due to their higher reactivity than phenols, activate crosslinking of the resin with the formation of methylene bridges. The use of dioxibenzenes is necessary when carrying out waterproofing work with a temperature in the processing zone below 50 o C.
Присутствие в композиции пенообразующих добавок (изоцианаты, диамины, сульфонол, углекислый аммоний и др.) в количестве 0,06-1,0% приводит к ликвидации усадки и увеличению объема образующегося камня на 1,5-2,5% без существенного снижения его физико-механических характеристик. The presence in the composition of foaming additives (isocyanates, diamines, sulfonol, ammonium carbonate, etc.) in an amount of 0.06-1.0% leads to the elimination of shrinkage and an increase in the volume of the formed stone by 1.5-2.5% without significantly reducing it physical and mechanical characteristics.
Введение в композицию до 20 вес.% мелкодисперсного наполнителя (резиновая крошка, древесная мука, лапрол, сульфоуголь и др.) существенно повышает эффективность изоляции зон поглощения, улучшает пластичность образующегося камня, ударную вязкость и стойкость к вибрационным нагрузкам. The introduction into the composition of up to 20 wt.% Finely dispersed filler (rubber crumb, wood flour, laprol, sulfonated coal, etc.) significantly increases the efficiency of isolation of absorption zones, improves the plasticity of the formed stone, impact strength and resistance to vibration loads.
При приготовлении композиции одним из важнейших параметров является температура в зоне обработки. При проведении изоляционных работ необходимо знать время, в течение которого тампонирующая смесь в условиях конкретной скважины, сохраняет подвижность (время загустевания) и время, когда смесь превращается в камень (время полного отверждения). Продолжительность проведения гидроизоляционных работ определяют исходя из объема закачиваемой композиции и времени ее доставки в зону обработки. When preparing the composition, one of the most important parameters is the temperature in the processing zone. When conducting insulation work, it is necessary to know the time during which the plugging mixture in a particular well preserves its mobility (thickening time) and the time when the mixture turns into stone (full cure time). The duration of the waterproofing work is determined based on the volume of the injected composition and the time it was delivered to the treatment area.
В общем случае время загустевания композиции может составлять от 1,5 до 6 ч. In the General case, the thickening time of the composition may be from 1.5 to 6 hours
Примеры конкретного выполнения. Examples of specific performance.
Пример 1. Температура зоны поглощения составляет 20oC.Example 1. The temperature of the absorption zone is 20 o C.
В 100 мас.% смолы СФЖ-3027Б растворяют 1 мас.% резорцина, по 0,1 мас.% толуилендиизоцианата и гексаметилендиамина и в полученную смесь при перемешивании добавляют 11 мас.% 18%-ной соляной кислоты. Через 5-7 мин смесь расслаивается. Верхнюю водную часть сливают, а нижнюю смешивают с 20 мас.% мелкодисперсной резиновой крошки и используют в качестве тампонирующего материал, время загустевания полученной композиции составляет 5,5 ч, а время полного отверждения - 48 ч. 1 wt.% Resorcinol, 0.1 wt.% Toluene diisocyanate and hexamethylene diamine are dissolved in 100 wt.% Resin of SFZh-3027B and 11 wt.% 18% hydrochloric acid are added to the resulting mixture with stirring. After 5-7 minutes, the mixture exfoliates. The upper water part is drained, and the lower part is mixed with 20 wt.% Finely divided crumb rubber and used as a tampon material, the thickening time of the resulting composition is 5.5 hours, and the time of complete cure is 48 hours.
Физико-механические характеристики полученного тампонажного камня приведены в таблице 1 (пример 1). Для сравнения в таблице также приведены данные для тампонажных материалов различного состава. Результаты исследований показывают:
применение резорцина существенно увеличивает скорость загустевания композиции (сравн. примеры 4 и 5);
присутствие в композиции пенообразующих добавок в количестве 0,1% устраняет усадку материала без заметного снижения физико-механических характеристик (сравн. примеры 1-3);
введение в композицию мелкодисперсного наполнителя приводит к значительному увеличению ударной вязкости формируемого камня (примеры 1 и 2). Это может свидетельствовать об увеличении стойкости тампонажного материала к вибрационным нагрузкам.Physico-mechanical characteristics of the resulting cement stone are shown in table 1 (example 1). For comparison, the table also shows data for grouting materials of various compositions. Research results show:
the use of resorcinol significantly increases the rate of thickening of the composition (cf. examples 4 and 5);
the presence in the composition of foaming additives in an amount of 0.1% eliminates shrinkage of the material without a noticeable decrease in physical and mechanical characteristics (cf. examples 1-3);
the introduction of a finely divided filler into the composition leads to a significant increase in the toughness of the formed stone (examples 1 and 2). This may indicate an increase in the resistance of the grouting material to vibration loads.
Кроме того, как видно из таблицы, если формирование тампонажного камня происходит в общей массе без разделения слоев, то скорость отверждения материала, так же как и прочностные характеристики, значительно снижается (пример 6). In addition, as can be seen from the table, if the formation of cement stone occurs in the total mass without separation of the layers, then the curing rate of the material, as well as the strength characteristics, is significantly reduced (example 6).
В таблице 2 приведены режимы отверждения фенолоформальдегидной смолы при 20-60oC. В рассматриваемом диапазоне для каждой температуры установлены 3 рецептуры с последовательно увеличивающейся скоростью отверждения. Это позволяет, в зависимости от количества тампонажного материала и времени закачки для каждой конкретной скважины, выбрать необходимую композицию.Table 2 shows the curing modes of phenol-formaldehyde resin at 20-60 o C. In the considered range for each temperature, 3 formulations with a sequentially increasing curing rate are established. This allows, depending on the amount of grouting material and the injection time for each particular well, to select the desired composition.
При температурах зоны обработки выше 50oC отверждение фенолоформальдегидной смолы может протекать без применения отверждающих агентов. На чертеже представлена зависимость скорости отверждения пластика от температуры. Как видно из чертежа, время перехода композиции из стадии резитол в стадию резит с увеличением температуры сокращается.At temperatures of the treatment zone above 50 o C, the curing of phenol-formaldehyde resin can occur without the use of curing agents. The drawing shows the temperature dependence of the curing rate of plastic. As can be seen from the drawing, the transition time of the composition from the resitol stage to the resite stage decreases with increasing temperature.
Приведенные данные показывают, что исследованные тампонажные материалы на основе фенолоформальдегидных смол резольного типа в широком температурном интервале (20-110oC) могут быть использованы для герметизации водопритоков в нефтяных и газовых скважинах.The above data show that the studied grouting materials based on phenol-formaldehyde resins of the resole type in a wide temperature range (20-110 o C) can be used to seal water inflows in oil and gas wells.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98116091/03A RU2147332C1 (en) | 1998-08-21 | 1998-08-21 | Plugging material for isolation of water inflow to oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98116091/03A RU2147332C1 (en) | 1998-08-21 | 1998-08-21 | Plugging material for isolation of water inflow to oil and gas wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2147332C1 true RU2147332C1 (en) | 2000-04-10 |
Family
ID=20209881
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98116091/03A RU2147332C1 (en) | 1998-08-21 | 1998-08-21 | Plugging material for isolation of water inflow to oil and gas wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2147332C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103333668A (en) * | 2013-07-22 | 2013-10-02 | 淮北百慧工贸有限责任公司 | Permeable water plugging modified phenolic resin injecting paste material for underground coal mine and preparation method |
RU2600576C1 (en) * | 2015-08-04 | 2016-10-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новас Ск" | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells |
CN110295034A (en) * | 2019-06-18 | 2019-10-01 | 西南石油大学 | A kind of Carbonate Karst Cave or hole oil deposit deep part gas injection anti-migration agent and its application method |
-
1998
- 1998-08-21 RU RU98116091/03A patent/RU2147332C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ДАНЮШЕВСКИЙ В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 1987, с. 188 и 189. * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103333668A (en) * | 2013-07-22 | 2013-10-02 | 淮北百慧工贸有限责任公司 | Permeable water plugging modified phenolic resin injecting paste material for underground coal mine and preparation method |
CN103333668B (en) * | 2013-07-22 | 2015-11-04 | 淮北百慧工贸有限责任公司 | Underground mine use seepage water blockoff modified phenolic resins injecting paste material and preparation method |
RU2600576C1 (en) * | 2015-08-04 | 2016-10-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новас Ск" | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells |
CN110295034A (en) * | 2019-06-18 | 2019-10-01 | 西南石油大学 | A kind of Carbonate Karst Cave or hole oil deposit deep part gas injection anti-migration agent and its application method |
CN110295034B (en) * | 2019-06-18 | 2021-03-09 | 西南石油大学 | Gas injection channeling-preventing agent for deep part of carbonate karst cave or hole oil reservoir and application method thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7662755B2 (en) | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well | |
US7762329B1 (en) | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions | |
US3481403A (en) | Method for consolidating formations surrounding boreholes with resin | |
US3478824A (en) | Sand consolidation process | |
KR101339576B1 (en) | a process for preventing a concrete carbonation anddeterioration | |
WO2005110942A2 (en) | Adaptive cementitious composites for well completions | |
US3560427A (en) | Method for consolidating a permeable mass | |
KR102054820B1 (en) | Waterproof Asphalt Concrete Composition for Overlay Pavement Using Petroleum Resin Added Hydrogen, Stylene Isoprene Stylene and Stylene Butadien Stylene and Constructing Methods of Entire Type Waterproof for Cracks of Surface Using Thereof | |
US20200181475A1 (en) | Set on demand cement | |
CN105778874A (en) | Downhole drilling crosslinked gel leak stopping agent and leak stopping method thereof | |
CN109592990A (en) | A kind of gelling foamed concrete and preparation method thereof | |
RU2147332C1 (en) | Plugging material for isolation of water inflow to oil and gas wells | |
US6702021B1 (en) | Methods and drilling fluids for drilling well bores and sealing pipe strings therein | |
RU2326925C2 (en) | Method of binding composition preparation, processing method of material of solid particles, curable binding composition, solid aggregated matrix (variants), product | |
KR102059837B1 (en) | Half-Elastic Modified Asphalt Concrete Composition Using Petroleum Resin Added Hydrogen and Stylene Isoprene Stylene and Constructing Repairing Method of Entire Type Waterproof for Cracks of Surface Using Thereof | |
KR100536471B1 (en) | Epoxy Mortar Composition for Reparing and Reinforcing Concrete Thin Membrane Having Improved Air-permeability | |
KR101398036B1 (en) | polymer-concrete composition affiliated with urethane | |
RU2600576C1 (en) | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells | |
KR102390753B1 (en) | Acrylic-based inserting agent manufacturing method and waterproofing method using thereof | |
RU2376336C1 (en) | Hydrophobic polymer backfill composition (versions) | |
RU2068076C1 (en) | Composition for insulating the water inflow in the oil wells | |
RU2386662C1 (en) | Composition for sealing water inflow in oil and gas wells (versions) | |
RU2179230C2 (en) | Plugging composition | |
KR102287964B1 (en) | Repairing agent with excellent wettability and rapid setting, and concrete crack repair method using the same | |
KR102054829B1 (en) | Waterproof Asphalt Concrete Composition for Overlay Pavement Using Petroleum Resin Added Hydrogen and Stylene Isoprene Stylene and Constructing Methods of Entire Type Waterproof for Cracks of Surface Using Thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20050930 |
|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20101019 |