RU2426865C1 - Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах - Google Patents
Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2426865C1 RU2426865C1 RU2010100998/03A RU2010100998A RU2426865C1 RU 2426865 C1 RU2426865 C1 RU 2426865C1 RU 2010100998/03 A RU2010100998/03 A RU 2010100998/03A RU 2010100998 A RU2010100998 A RU 2010100998A RU 2426865 C1 RU2426865 C1 RU 2426865C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- formaldehyde resin
- curing
- filler
- phenol
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах. Состав включает фенолоформальдегидную смолу резольного типа, катализатор отверждения, минеральный или органический наполнитель. Дополнительно содержит активатор процесса - резорцин - и расширяющуюся добавку ДР-100, в качестве отвердителя используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М и дополнительно расширяющуюся добавку типа ДР-100 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: ! фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100 феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10 резорцин 1,5-10 наполнитель (белая сажа БС-120, или тальк, или резиновая крошка, или мел, или барит) 4-8 - расширяющаяся добавка ДР-100 5-15 ! Технический результат - снижение водоотдачи тампонажного раствора и повышение прочностных и адгезионных характеристик отвержденного состава. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.
Description
Изобретение относится к газо- и нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах.
Для проведения тампонажных работ в скважинах наиболее широкое применение продолжают находить цементные растворы как наиболее дешевые изоляционные материалы (Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: Недра, 1966, 164 с.). Однако в целом ряде случаев их применение является неэффективным из-за:
невозможности проникновения в пласт на необходимую глубину;
высокой плотности;
высокой водоотдачи;
недостаточной механической прочности.
В последние годы для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные тампонажные материалы на основе фенолоформальдегидных, мочевиноформальдегидных, фурановых, полиуретановых, эпоксидных, кремнийорганических и других смол (Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. «Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтных работ», Ж. «Бурение скважин» №9, 2006, с.108-111). Возможность проникать на большую глубину без изменения консистенции и отверждаться в течение заданного периода является большим преимуществом перед традиционными цементными составами.
Для отверждения большинства полимерных тампонажных материалов необходимы кислотные отвердители (соляная, фосфорная, кремнефтористая и др. кислоты) или их кислые соли (хлористый алюминий, сульфат алюминия, хлорное железо). Общим недостатком тампонажных составов кислотного отверждения является высокая коррозионная способность по отношению к породе, цементу, металлу обсадной колонны.
Наиболее близким по технической сущности к изобретению является полимерный тампонажный состав, содержащий фенолоформальдегидную смолу (марки СФЖ-3027Б), кислый отвердитель - минеральные или органические кислоты, резорцин, наполнитель и пенообразователь (изоцианаты, метиленхлорид, углекислый аммоний и др.)
Однако эти составы обладают высокой коррозионной активностью, что ограничивает их применение на терригенных и, особенно, на карбонатных коллекторах. Образующийся в процессе отверждения тампонажный камень имеет усадку, снижения которой добиваются введением пенообразователей. Кроме того, к недостаткам известного состава (прототипа) следует также отнести высокие показатели водоотдачи полимерной суспензии, приводящие к отфильтровыванию инертного наполнителя при закачке тампонажного состава в пласт.
Техническим результатом настоящего изобретения является разработка некислотного способа отверждения фенолоформальдегидной смолы СФЖ-3027Б резольного типа, выпускаемой Орехово-Зуевским объединением «Карболит», снижение водоотдачи тампонажного раствора и повышение прочностных и адгезионных характеристик отвержденного состава.
Указанный технический результат достигается тем, что тампонажный состав для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из фенолоформальдегидной смолы резольного типа, катализатора отверждения, минерального или органического наполнителя, отличается тем, что дополнительно содержит активатор процесса - резорцин - расширяющуюся добавку ДР-100, а в качестве катализатора используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):
фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б | 100 |
феррохромлигносульфонат ФХЛС-М | 1,0-10 |
резорцин | 1,5-10 |
наполнитель (белая сажа БС-120, или тальк, | |
или резиновая крошка, или мел, или барит) | 4-8 |
расширяющаяся добавка ДР-100 | 5-15 |
Использование в качестве отвердителя вместо кислоты ФХЛС-М и резорцина позволяет проводить отверждение состава в интервале температур 55-115°C, исключает разрушение цементного камня и существенно снижает его коррозионную активность. При более низких температурах отверждение композиции с помощью указанных реагентов затруднительно.
ФХЛС-М в тампонажном составе выполняет две функции: катализатора отверждения и структурообразователя. Структурирование реакционной смеси приводит к увеличению вязкости раствора и к образованию седиментационно-устойчивой системы (при введении в раствор наполнителя). Это позволяет существенно снизить водоотдачу раствора, которая по сравнению с прототипом уменьшается в 3-3,5 раза. Резорцин в композиции выполняет функцию активатора (или сокатализатора) процесса отверждения.
Применение в качестве отверждающих агентов соединений некислотного типа значительно расширяет возможности использования тампонажного состава при проведении РИР как на терригенных, так и на карбонатных коллекторах. Введенные в состав инертные наполнители (белая сажа БС-120, тальк, резиновая крошка, мел, барит) способствуют снижению водоотдачи и усадки, повышению прочностных характеристик тампонажного камня. Состав композиции дополнительно содержит расширяющуюся добавку ДР-100, обеспечивающую полную ликвидацию усадки и исключающую образование флюидопроводящих каналов в отвержденном полимерном камне.
Применяемая фенолоформальдегидная смола резольного типа СФЖ-3027Б представляет собой прозрачную жидкость светло-коричневого цвета, ТУ 2221-103-05015227-04. Резорцин технический ГОСТ 997074 - бесцветное кристаллическое вещество, хорошо растворим в фенолоформальдегидной смоле. ФХЛС-М по ТУ 2458-015-20672718-2001 - модифицированный продукт взаимодействия лигносульфонатов с солями хрома и железа, водорастворимый дисперсный порошок коричневого цвета. Расширяющаяся добавка ДР-100 (на основе оксида кальция) производства НПК «ИЗОН», ТУ 5744-002-82475767-08, является аналогом расширяющейся добавки RD (ТУ 5744-002-59758749-06).
Тампонажный состав по сравнению с прототипом обладает нейтральным характером реакционной смеси, характеризуется однородностью, невысокой вязкостью (условная вязкость 27-35 сек по В3-246, диаметр сопла 4 мм), с регулируемыми сроками потери текучести и отверждения в диапазоне температур 55-110°C. В процессе отверждения образуется однородный изоляционный материал без усадки, с повышенной по сравнению с прототипом механической прочностью и адгезией к породе коллектора и к металлу, стойкий к действию кислоты и водных растворов солей.
При изучении свойств полимерных тампонажных составов определяли следующие параметры:
вязкость по ВЗ-246 (4 мм), сек;
показатель фильтрации на ВМ-6 (см3/30 мин);
прочность на изгиб, МПа (ГОСТ 26798.1-96);
адгезия к металлу, МПа.
Адгезионные свойства образующегося отвержденного материала с поверхностью металла определяли на приборе с цилиндрической обоймой и пуансоном по методике (Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых М.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам, 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - С.352-353).
Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления изобретения.
Пример 1.
В колбу загрузили 100 г фенолоформальдегидной смолы с вязкостью 31 с (при 20°C). Затем при работающей мешалке в колбу ввели 5,0 г резорцина. После растворения резорцина, продолжавшегося 10 мин, постепенно в течение 5 мин добавили 5,0 г ФХЛС-М. Перемешивание продолжали до полного растворения реагента в течение 20 мин. Вязкость раствора составила 83 с. В образовавшийся структурированный раствор постепенно в течение 5 мин ввели наполнитель - белую сажу БС-120 - в количестве 4,5 г и 10 г расширяющейся добавки ДР-100. Перемешивание продолжали еще 5 мин со скоростью перемешивания лопастной мешалкой 800 об/мин.
Благодаря структурообразователю ФХЛС-М осаждение наполнителя и расширяющейся добавки из раствора не наблюдалось в течение 3 часов.
Заметим, этого времени вполне достаточно для приготовления тампонажного раствора, закачки и продавки его в пласт.
После приготовления раствора были проведены испытания на водоотдачу (Ф), которая составила 31 см3/30 мин. Водоотдача известного тампонажного раствора (прототипа), состоящего из фенолоформальдегидной смолы, кислотного отвердителя (HCl) и наполнителя БС-120 (см. пример 2) в аналогичных условиях достигает 110 см3/30 мин.
Полученную суспензию поместили в термошкаф с температурой 75°C и периодически наблюдали за изменением консистенции тампонажного раствора. Время потери текучести определяли от момента смешения компонентов до момента потери подвижности по отсутствию смещения мениска при наклоне емкости с реакционной смесью. Время полного отверждения определяли по отсутствию продавливания тампонажного материала при нажатии иглой.
Потеря текучести наступила через 3 ч, а полное отверждение состава произошло за 24 ч. Образовавшийся камень обладает высокими прочностными свойствами, высокой химической стойкостью в минерализованной воде и растворе соляной кислоты, значительно превышающей стойкость цементного камня. Через 2 суток хранения отвержденных образцов в пластовой воде при 75°C величина адгезии с металлом составила 1,32 МПа (в аналогичных условиях для цементного камня без добавок эта величина не превышает 0,9-1,0 МПа). Линейное расширение отвержденного образца в виде бруска длиной 10 см составило 2,5%, прочность на изгиб 8,6 МПа.
Пример 2 (прототип).
Рабочая температура 75°C.
В колбу поместили 100 г фенолоформальдегидной смолы с вязкостью 31 с (при 20°C). Затем при работающей мешалке в колбу ввели катализатор отверждения (8 мл 18%-ной HCl). После расслоения смеси верхний водный слой слили, а в нижний смоляной слой добавили наполнитель (4,5 г БС-120) и 0,2 г углекислого аммония, являющегося пенообразователем. Перемешивание продолжили еще 10 мин.
Вязкость образовавшейся суспензии составила 120 с. Суспензию поместили в термошкаф с температурой 75°C. При данной температуре время потери текучести составило 1,5 часа, полное отверждение произошло за 20 часов. Ниже в табл.1 приведены сравнительные реологические и физико-механические характеристики тампонажных составов примеров 1 и 2.
Таблица 1 | |||||
Свойства тампонажных составов до и после отверждения при температуре 75°C | |||||
№ примера | Условная вязкость, сек | Ф, см3/30 мин | Прочность при изгибе, МПа | Адгезия к металлу, МПа | Коэф. лин. расширения, % |
1 | 83 | 31 | 8,6 | 1,32 | 2,5 |
2 | 120 | ПО | 7,2 | 0,43 | 0,5 |
Сравнивая представленные в табл.1 данные, можно заключить, что практически все характеристики разработанного тампонажного состава превосходят аналогичные данные известного состава. Особенно эти различия проявляются в водоотдаче (> в 3,5 раза) и в адгезии к металлу (> в 3,1 раза). Кроме того, замена катализатора отверждения (с кислого на нейтральный) существенно изменяет pH растворов, составляющие для примеров 1 и 2 7,6 и 2,1 соответственно.
В процессе отверждения (пример 1) образуется однородный изоляционный материал без усадки, с повышенной по сравнению с прототипом механической прочностью и адгезией к породе и к металлу, стойкий к действию кислоты и водных растворов солей.
Примеры 3-11.
Рецептуру тампонажного состава устанавливали по времени потери текучести, которое не должно быть меньше 2-2,5 ч. Это время необходимо для приготовления раствора, закачки в НКТ и продавки его в интервал негерметичности. Полученные результаты приведены в табл.2.
Таблица 2 | |||||||
Определение режимов потери текучести и отверждения тампонажного состава в интервале температур 55-115°C | |||||||
№ примера | Состав, вес.ч. | Температура, °C | Время потери текучести, час | Время полного отверждения, час | |||
СФЖ-3027Б | резорцин | ФХЛС-М | наполнитель | ||||
3 | 100 | 10 | 10 | - | 55 | 15 | 48 |
4 | 100 | 10 | 10 | БС-120,4 | 55 | 15 | 48 |
5 | 100 | 8 | 8 | - | 65 | 7,5 | 30 |
6 | 100 | 8 | 8 | рез. кр.,6 | 65 | 8,0 | 30 |
7 | 100 | 6,5 | 6,5 | мел, 10 | 75 | 5 | 24 |
8 | 100 | 5 | 5 | тальк, 5 | 85 | 2,4 | 24 |
9 | 100 | 1,5 | 1,5 | тальк,3 | 95 | 2,0 | 18 |
10 | 100 | - | 1,0 | др. мука, 4,5 | ПО | 1,5 | 12 |
11х | 100 | - | 1,0 | др. мука, 4,5 | 115 | 2,5 | 15 |
х состав дополнительно содержит 30 вес.ч. ингибитора отверждения - крепителя БП-40. |
Как видно из представленных в табл.2 данных, регулируя концентрации ФХЛС-М и резорцина, удается достигнуть время потери текучести тампонажного раствора не менее 2 ч, необходимых для проведения изоляционных работ в скважине. И только при температуре 115°C для достижения требуемых параметров отверждения в состав необходимо дополнительно вводить замедлители процесса (пример 11).
Присутствие в растворе инертных наполнителей в количестве 4-8 вес.% по отношению к полимерной смоле не оказывает заметного влияния на скорость отверждения, но способствует снижению водоотдачи раствора и повышению прочностных характеристик тампонажного камня. Так, показатель фильтрации (Ф) свежеприготовленных тампонажных растворов примеров 3 и 4 составил 77 и 35 см3/30 мин соответственно, т.е. в присутствии 4 вес.ч. наполнителя Ф уменьшился более чем в 2 раза.
Помимо снижения водоотдачи введение в композицию наполнителя приводит к увеличению прочностных характеристик отвержденного тампонажного состава. Так прочность при статическом изгибе отвержденных образцов примеров 3 и 4 составила 7,7 и 9,0 МПа соответственно. Для цемента марки ПЦТ-I-G без добавок в аналогичных условиях после 7-суточной гидратации (созревание) прочность при статическом изгибе образца равна 7,0 МПа.
Концентрацию расширяющейся добавки ДР-100 устанавливали исходя из существующих представлений об отверждении цементного камня, линейное расширение которого не должно превышать 3% (Костырин В.И. Тампонажные материалы и химреагенты. - М.: Недра, 1989). При большом расширении в цементном камне в условиях горного давления возникают внутренние напряжения и микротрещины, приводящие к разрушению изоляционного материала.
Помимо коэффициента расширения учитывалось изменение адгезии отвержденного камня к металлу обсадной колонны (см. табл.3).
Таблица 3 | |||
Влияние содержания расширяющей добавки на свойства отверждающихся при 75°C тампонажных составов. | |||
№ примера | Содержание ДР-100 (вес.ч.) на 100 вес.ч. СФЖ-3027Б | Коэф. линейн. расширения, % | Адгезия к металлу, МПа |
12 | 3 | 0,15 | 0,23 |
13 | 5 | 1,3 | 0,70 |
14 | 10 | 2,0 | 1,30 |
15 | 15 | 2,7 | 1,29 |
16 | 20 | 4,4 | 1.11 |
Приведенные в табл.3 данные показывают, что оптимальным диапазоном концентрации ДР-100 является 5-15 вес.ч.: ниже 5 вес.ч. расширение тампонажного материала незначительное, а выше 15 вес.ч. коэффициент линейного расширения становится больше допустимых 3%. Кроме того, как видно из таблицы, увеличение содержания расширяющейся добавки до больше 15% приводит к снижению адгезии отвержденного состава к металлу.
С применением фенолоформальдегидной смолы СФЖ-3027Б при более низких температурах (ниже 55°C) не удается получить безусадочный материал в приемлемые сроки потери текучести, необходимые для проведения РИР в эксплуатационных скважинах.
Таким образом, предлагаемый полимерный тампонажный состав соответствует качественным показателям, позволяющим применять его для проведения РИР при эксплуатации и бурении высокотемпературных скважин.
Claims (2)
1. Тампонажный состав для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из фенолоформальдегидной смолы резольного типа, катализатора отверждения, минерального или органического наполнителя, отличающийся тем, состав дополнительно содержит активатор процесса - резорцин и расширяющуюся добавку ДР-100, а в качестве катализатора используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100
феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10
резорцин 1,5-10
наполнитель (белая сажа БС-120, или тальк, или резиновая крошка, или мел, или барит) 4-8
- расширяющаяся добавка ДР-100 5-15
2. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что при температурах свыше 110°С в состав дополнительно вводят до 30 вес.ч. ингибитора отверждения - крепителя БП-40.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010100998/03A RU2426865C1 (ru) | 2010-01-14 | 2010-01-14 | Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010100998/03A RU2426865C1 (ru) | 2010-01-14 | 2010-01-14 | Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2426865C1 true RU2426865C1 (ru) | 2011-08-20 |
Family
ID=44755858
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010100998/03A RU2426865C1 (ru) | 2010-01-14 | 2010-01-14 | Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2426865C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2493189C2 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине |
-
2010
- 2010-01-14 RU RU2010100998/03A patent/RU2426865C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2493189C2 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3416604A (en) | Epoxy resin grouting fluid and method for stabilizing earth formations | |
US3625287A (en) | Method of improving strength and stability of sand consolidations made with resin systems | |
KR20210050554A (ko) | 유체 이동을 방지하기 위한 에폭시 수지 시스템을 포함하는 시멘트 조성물 | |
US3759327A (en) | Internally catalyzed well consolidation method | |
RU2337124C1 (ru) | Базовая основа тампонажного раствора для цементирования скважин | |
KR20210052508A (ko) | 일수 물질 조성물 및 웰보어의 일수 영역을 분리하는 방법 | |
RU2458962C1 (ru) | Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин | |
KR20210052509A (ko) | 웰보어의 환형부를 밀봉하는 밀봉 조성물 및 방법 | |
US4635724A (en) | CO2 -enhanced hydrocarbon recovery with corrosion-resistant cement | |
CN102559161A (zh) | 油气井固井用耐二氧化碳腐蚀水泥体系 | |
RU2627785C1 (ru) | Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) | |
RU2468187C1 (ru) | Основа отверждаемого тампонажного раствора | |
RU2426865C1 (ru) | Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах | |
US20080221236A1 (en) | Furanic grouts | |
RU2426866C1 (ru) | Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в низкотемпературных нефтяных и газовых скважинах | |
RU2426863C1 (ru) | Способ изоляции притока воды в скважину | |
CN102604608A (zh) | 一种特低渗油藏堵水剂 | |
RU2732174C1 (ru) | Тампонажный материал для ремонта нефтяных и газовых скважин | |
RU2600576C1 (ru) | Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
RU2376336C1 (ru) | Гидрофобный полимерный тампонажный состав (варианты) | |
RU2386658C1 (ru) | Тампонирующий состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
RU2599154C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) | |
RU2356929C1 (ru) | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах | |
RU2250983C1 (ru) | Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах | |
RU2507380C1 (ru) | Тампонажный раствор низкой плотности |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20120723 |
|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: SUB-LICENCE Effective date: 20120918 |
|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -QB4A- IN JOURNAL: 30-2012 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130115 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140920 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200115 |