RU2272905C1 - Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины - Google Patents
Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2272905C1 RU2272905C1 RU2004119694/03A RU2004119694A RU2272905C1 RU 2272905 C1 RU2272905 C1 RU 2272905C1 RU 2004119694/03 A RU2004119694/03 A RU 2004119694/03A RU 2004119694 A RU2004119694 A RU 2004119694A RU 2272905 C1 RU2272905 C1 RU 2272905C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- amount
- composition
- water
- well
- weight
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Insulating Materials (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции заколонного и межколонного пространства с применением тампонажных составов на основе полимерных материалов, отверждаемых в пластовых условиях. Технический результат - разработка способа герметизации заколонных и межколонных пространств как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в температурном диапазоне 20-90°С. В способе изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающем закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности, в качестве указанного материала используют водорастворимую полимерную композицию следующего состава, мас.%: смола ацетоноформальдегидная - 80,0, углекислый натрий или калий - 4,0-7,0, окзил-СМ - 0,5, вода или 30%-ный водный раствор хлористого натрия NaCl - остальное. Для пластовых температур 50оС и ниже в указанный материал дополнительно вводят щелочь - гидроокись натрия NaOH в количестве 0,1-2,5 мас.%. При проведении изоляционных работ в скважинах с высоким пластовым давлением в указанный материал дополнительно вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк в количестве 30-100% от объема закачиваемого состава. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции заколонного и межколонного пространства с применением тампонажных составов на основе полимерных материалов, отверждаемых в пластовых условиях.
Известны способы восстановления герметичности эксплуатационных колонн тампонажным материалом на основе отверждаемых в пластовых условиях фенолоформальдегидных, фенолорезорциноформальдегидных, карбамидных смол [1, 2, 3].
Недостатком известных способов являются быстрые сроки отверждения составов, что усложняет технологию закачки и ограничивает температурную область применения способов изоляции.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в ремонтируемую зону полиуретанового предполимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности [4].
Недостатком данного способа является многостадийность процесса при проведении работ на скважине, что требует наличия большого количества техники и оборудования. Кроме того, используемый изоляционный материал растворим лишь в углеводородных растворителях, что обуславливает ряд трудностей при приготовлении и закачке полимерной композиции на промысле - отмывку узлов насоса и обвязки устья, емкостей, труб и т.д.
Целью изобретения является разработка способа изоляции и ограничения водопритока как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в широком диапазоне температур, отличающегося простотой реализации и высокой технологичностью.
Поставленная цель достигается тем, что в способе изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающем закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его в пласт и выдержку на период отверждения и набора прочности, в качестве указанного материала используют полимерную композицию следующего состава, мас.%:
- смола ацетоноформальдегидная - 80,0;
- углекислый натрий Na2CO3 или калий К2CO3- 4,0-7,0;
- окзил-СМ - 0,5;
- вода или 30%-ный водный раствор хлористого натрия NaCl - остальное.
Смола ацетоноформальдегидная марки АЦФ является продуктом реакции поликонденсации ацетона с формальдегидом и выпускается по ТУ 228-006-90685-2002 в виде однородной, вязкой жидкости.
Окзил-СМ является продуктом окисления лигносульфонатов хроматами и выпускается по ТУ 17-06-324-97 в виде водорасторимого порошка.
При необходимости сокращения сроков отверждения, а также для пластовых температур 50°С и ниже в состав дополнительно вводят щелочь (гидроокись натрия NaOH или гидроокись калия КОН) в количестве 0,1-2,5 мас.%.
Для увеличения плотности и кольматирующих свойств состава, что может быть необходимо при проведении изоляционных работ в скважинах с высокими пластовыми давлениями, в состав вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк в количестве 30,0-100,0% от объема закачиваемого состава.
Преимущество способа изоляции и ограничения водопритока в скважины полимерными материалами, отверждаемыми в пластовых условиях, включающего закачку композиции в скважину, продавку ее в зону изоляции и выдержку на период отверждения и набора прочности, состоит в использовании водорастворимой полимерной композиции на основе ацетоноформальдегидной смолы марки АЦФ с регулируемыми сроками отверждения, что делает возможным проведение изоляционных работ как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах в диапазоне температур 20-90°С и снимает проблемы, связанные с применением углеводородных растворителей. Изоляционному материалу присвоено название "Тотал".
Предлагаемый способ изоляции может быть использован как для герметизации заколонного и межколонного пространства, так и для проведения других видов изоляционных работ в нагнетательных и добывающих скважинах.
Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого изобретения в лабораторных условиях были проведены эксперименты по оценке времени отверждения полимерной композиции при различных температурах и определению прочностных, адгезионных и изолирующих свойств отвержденного полимерного материала.
Время отверждения состава определялось от момента смешивания компонентов до момента потери подвижности состава при различных температурах.
Прочность отвержденных образцов полимерного материала определялась по ГОСТ 310.4-84 в соответствии с требованием ГОСТ 26798.2-85 по пределам прочности при изгибе и сжатии.
Изолирующие свойства отвержденного материала изучались на модели пласта длиной 200 мм и диаметром 50 мм с искусственно сформированными трещинами со средней шириной 0,15 мм.
По изменению проницаемости модели после прокачки состава и выдержки на отверждение оценивались изолирующие свойства образующегося полимерного материала.
Адгезия отвержденной смолы с металлом (δм) определялась методом сдвига коаксиально расположенных цилиндров диаметром 25 и 50 мм и длиной 50 мм, в кольцевом пространстве которых отверждалась смола. При определении адгезии с цементным камнем (δц) и породой (δп) вместо внутреннего металлического цилиндра использовались цилиндры из отвержденного цемента или искусственно сцементированного песчаника.
Данные сведены в табл.1-2.
Закачиваемый раствор полимерной композиции имеет плотность при 25°С, г/см3 - 1,18-1,20. Плотность полимерной композиции, приготовленной на 30%-ном растворе хлористого натрия составляет при 25°С, г/см3 - 1,28-1,30.
Зависимость плотности полимерной композиции от количества введенного наполнителя представлена на чертеже. При этом прочие показатели закачиваемых композиций и отвержденного материала не изменяются (табл.3).
Проведенные испытания показали надежность и универсальность предлагаемого способа изоляции за счет высоких прочностных и адгезионных свойств закачиваемого изоляционного материала с металлом, цементом, породой, как нефтенасыщенной, так и водонасыщенной, регулируемых сроков отверждения в широком диапазоне температур.
Время закачки и объем закачиваемого изоляционного материала обосновывают в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ на основании гидродинамических исследований скважины на неустановившемся режиме ее работы.
Реализацию предлагаемого способа на промысле осуществляют следующим образом.
Предварительно проводят геофизические исследования и определяют температуру пласта. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают на 10-15 м выше верхних отверстий интервала перфорации, определяют приемистость пласта. В емкости готовят полимерную композицию в запланированном объеме и соотношении компонентов путем растворения в воде всех запланированных компонентов, кроме смолы, в любой последовательности. Затем в ту же емкость добавляют смолу, производят перемешивание в течение 10-15 мин и закачивают в НКТ. Далее в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, необходимом для полного вытеснения смеси из скважины в интервал изоляции, и закрывают скважину на реагирование.
Как видно, предлагаемый способ отличается простотой реализации в промысловых условиях и не требует дополнительной техники и оборудования.
Литература
1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. и др. РИР при эксплуатации нефтяных месторождений, М.: Недра, 1981 г., с.108-151.
2. Блажевич В.А., Уметбаев В.А. и др. Тампонажные материалы для РИР в скважинах, Уфа, 1992 г., с.44-50.
3. RU 2215009, 31.07.01, Е 21 В 33/138.
4. RU 2231625, 02.10.04, Е 21 В 33/138.
Таблица 1. | |||||||||
№ состава | Полимерная композиция, мас.% | Время отверждения, час-мин при температуре, °С | |||||||
смола | окзил | Na2CO3* | NaOH* | Вода* | 20 | 40 | 60 | 90 | |
1 | 80,0 | 0,5 | 4,0 | - | 15,5 | - | - | 7-00 | 1-30 |
2 | 80,0 | 0,5 | 5,0 | - | 14,5 | - | - | 6-00 | 1-20 |
3 | 80,0 | 0,5 | 5,5 | - | 14,0 | - | - | 5-00 | 1-10 |
4 | 80,0 | 0,5 | 6,0 | - | 13,5 | - | 18-00 | 3-52 | 1-00 |
5 | 80,0 | 0,5 | 7,0 | - | 12,5 | - | 11-00 | 2-10 | 0-45 |
6 | 80,0 | 0,5 | 5,0 | 0,2 | 14,3 | - | 20 | 3-50 | 0-50 |
7 | 80,0 | 0,5 | 5,0 | 0,5 | 14,0 | 38 | 12-00 | 2-00 | 0-30 |
8 | 80,0 | 0,5 | 5,0 | 1,0 | 13,5 | 24 | 5-00 | 1-10 | 0-15 |
9 | 80,0 | 0,5 | 5,0 | 1,5 | 13,0 | 9-00 | 1-30 | 0-35 | 0-10 |
10 | 80,0 | 0,5 | 5,0 | 2,0 | 12,5 | 2-00 | 0-35 | 0-15 | 0-05 |
11 | 80,0 | 0,5 | 5,0 | 2,5 | 12,0 | 0-40 | - | - | - |
*Использование углекислого калия К2CO3 вместо углекислого натрия Na2CO3, гидроокиси калия КОН вместо гидроокиси натрия NaOH, а также 30%-ного раствора хлористого натрия вместо воды в тех же количественных соотношениях при приготовлении полимерных композиций, не влияет на время их отверждения при указанных температурах.
Таблица 2. | ||||||||
№ состава из табл. 1 | Прочность, МПа | Адгезия, МПа | Насыщающая жидкость | Проницаемость трещин, мкм2 | ||||
При изгибе | При сжатии | σм | σц | σп | До изоляции | После изоляции | ||
1 | 6,9 | 24,3 | 0,78 | 0,93 | 0,68 | Вода | 1761,7 | 0 |
3 | 7,3 | 24,7 | 0,82 | 0,97 | 0.7 | Нефть | 2136,3 | 0 |
5 | 7,7 | 25,0 | 0,84 | 0,96 | 0,71 | Вода | 1813,7 | 0 |
7 | 8,4 | 26,1 | 0,91 | 0,97 | 0,71 | Нефть | 1988,1 | 0 |
10 | 9,2 | 27,5 | 0,94 | 1,1 | 0,74 | Вода | 2200,5 | 0 |
Таблица 3. | |||||||||
№ состава из табл. 1 |
Кол-во наполнителя, % от объема полимер- ной композиции | Прочность, МПа | Адгезия, МПа | Насыщающая жид-кость | Проницаемость, мкм2 | ||||
При изги-бе | При сжа-тии | σм |
σц |
σп |
До изоля-ции | По- сле изоля-ции |
|||
1 | 30,0 | 7,0 | 24,6 | 0,8 | 0,91 | 0,71 | вода | 2341,3 | о |
5 | 70,0 | 7,75 | 25,3 | 0,86 | 0,1 | 0,73 | нефть | 1990,7 | 0 |
7 | 100,0 | 8,6 | 26,5 | 0,95 | 0,98 | 0,74 | нефть | 2217,5 | 0 |
10 | 50,0 | 9,4 | 28,1 | 0,95 | 1,12 | 0,75 | вода | 2115,7 | 0 |
Claims (3)
1. Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности, отличающийся тем, что в качестве указанного материала используют водорастворимую полимерную композицию следующего состава, мас.%:
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для пластовых температур 50оС и ниже в указанный материал дополнительно вводят щелочь - гидроокись натрия NaOH - в количестве 0,1-2,5 мас.%.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при проведении изоляционных работ в скважинах с высоким пластовым давлением в указанный материал дополнительно вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк - в количестве 30-100% от объема закачиваемого состава.
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004119694/03A RU2272905C1 (ru) | 2004-06-28 | 2004-06-28 | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины |
EA200500656A EA007238B1 (ru) | 2004-06-28 | 2005-05-16 | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004119694/03A RU2272905C1 (ru) | 2004-06-28 | 2004-06-28 | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004119694A RU2004119694A (ru) | 2006-01-10 |
RU2272905C1 true RU2272905C1 (ru) | 2006-03-27 |
Family
ID=35871803
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004119694/03A RU2272905C1 (ru) | 2004-06-28 | 2004-06-28 | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
EA (1) | EA007238B1 (ru) |
RU (1) | RU2272905C1 (ru) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107676086B (zh) * | 2017-10-27 | 2020-10-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分散边底水型气藏水侵阶段的判别方法及其装置 |
CN109915124B (zh) * | 2019-03-04 | 2020-07-07 | 中国地质大学(武汉) | 利用全局方程计算缝洞型油藏拟稳态水侵水侵量的方法 |
CN109915122B (zh) * | 2019-03-04 | 2020-07-07 | 中国地质大学(武汉) | 利用全局方程计算缝洞型油藏稳态水侵水侵量的方法 |
-
2004
- 2004-06-28 RU RU2004119694/03A patent/RU2272905C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-05-16 EA EA200500656A patent/EA007238B1/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA007238B1 (ru) | 2006-08-25 |
EA200500656A1 (ru) | 2006-02-24 |
RU2004119694A (ru) | 2006-01-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2686112C (en) | Aqueous resin compositions and methods for cement repair | |
CN102559159A (zh) | 一种耐高温酚醛树脂弱凝胶调剖堵水剂 | |
EA008963B1 (ru) | Способ подавления движения текучей среды в ствол скважины или из него | |
CN105952413A (zh) | 自修复水泥 | |
CN112585238A (zh) | 循环液漏失材料组合物和隔离井筒的循环液漏失区的方法 | |
CN112585237A (zh) | 密封组合物以及密封井筒的环空的方法 | |
US20200255334A1 (en) | Industrial fluids with dilution resistance and tunable viscosity, and methods of making and using industrial fluids | |
CN104357033B (zh) | 堵剂增效剂、含有该堵剂增效剂的凝胶及其制备方法与应用 | |
US9950952B2 (en) | Methods for servicing subterranean wells | |
US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
CN112980407A (zh) | 一种温度可控的凝胶堵漏剂及其制备方法和应用 | |
RU2272905C1 (ru) | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины | |
RU2309248C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2600576C1 (ru) | Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
RU2493189C2 (ru) | Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине | |
RU2370630C1 (ru) | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины | |
US3016092A (en) | Compositions of matter and methods and steps of making and using the same | |
RU2426866C1 (ru) | Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в низкотемпературных нефтяных и газовых скважинах | |
RU2376336C1 (ru) | Гидрофобный полимерный тампонажный состав (варианты) | |
Patterson | Placement and performance of pH-triggered polyacrylic acid in cement fractures | |
RU2426863C1 (ru) | Способ изоляции притока воды в скважину | |
RU2317399C1 (ru) | Способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине | |
RU2348673C2 (ru) | Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины | |
RU2167267C1 (ru) | Полимерный тампонажный состав | |
RU2068076C1 (ru) | Состав для селективной изоляции водоносных пропластков |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140827 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150629 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160410 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170629 |