RU2600576C1 - Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells - Google Patents
Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2600576C1 RU2600576C1 RU2015132365/03A RU2015132365A RU2600576C1 RU 2600576 C1 RU2600576 C1 RU 2600576C1 RU 2015132365/03 A RU2015132365/03 A RU 2015132365/03A RU 2015132365 A RU2015132365 A RU 2015132365A RU 2600576 C1 RU2600576 C1 RU 2600576C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- layer
- phenol
- formaldehyde resin
- resin
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 12
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims abstract description 35
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims abstract description 12
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims description 15
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 9
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims description 6
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000013517 stratification Methods 0.000 claims 1
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N hydrochloric acid Substances Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- -1 methyl hydroxypropyl Chemical group 0.000 description 2
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229920003987 resole Polymers 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000167854 Bourreria succulenta Species 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 125000000609 carbazolyl group Chemical group C1(=CC=CC=2C3=CC=CC=C3NC12)* 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 235000019693 cherries Nutrition 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- HDERJYVLTPVNRI-UHFFFAOYSA-N ethene;ethenyl acetate Chemical group C=C.CC(=O)OC=C HDERJYVLTPVNRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/428—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for squeeze cementing, e.g. for repairing
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B26/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing only organic binders, e.g. polymer or resin concrete
- C04B26/02—Macromolecular compounds
- C04B26/10—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C04B26/12—Condensation polymers of aldehydes or ketones
- C04B26/122—Phenol-formaldehyde condensation polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Epoxy Resins (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.The invention relates to the oil industry and can be used for repair and insulation work in oil and gas wells.
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.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of manufacturing a grouting material for isolating water inflows in wells, used in RF patent No. 2340648, publ. 12/10/2008, including the separation of the lower settled layer after the separation of phenol-formaldehyde resin, the addition of a hardener and the separation of the upper layer after the separation, in the part of which, 5-10% of the volume of the specified resin, 0.1-1% of quicklime from the mass of the specified resin.
Недостатком тампонажного материала является то, что он обладает высокой вязкостью, высокой проникающей способностью и пригоден только для изоляционных работ при высокой приемистости скважины.The disadvantage of the grouting material is that it has a high viscosity, high penetrating ability and is suitable only for insulation work at high injectivity of the well.
В изобретении решается задача повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.The invention solves the problem of increasing the durability and reliability of the layer of cement material formed after curing on the surface of the walls of the treated well.
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.The problem is solved in that in the method of manufacturing cement slurry material for repair and insulation works in oil and gas wells, the "TKGS" composition, comprising separating the lower settled layer after the separation of phenol-formaldehyde resin, adding a hardener and separating the upper layer after the specified separation, in part of which constituting 5-10% of the volume of the specified resin, 0.1-1% of quicklime is dissolved by weight of the specified resin, according to the invention, epoxycarbazolylpro is further dissolved in the lower layer in an amount of 10-20% by weight of the initial phenol-formaldehyde resin, followed by stirring both layers. In addition, the grouting material further comprises a thickener, filler.
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.Isolation of water inflows in the well using grouting materials requires the creation of a reliable tampon (insulation) in the water inflow zone in the bottomhole zone of the well, in violation of the continuity of the casing string of the well. Existing cementing materials based on phenol-formaldehyde resin, as a rule, have insufficient elasticity of the layer formed on the walls of the well after curing, which leads to excessive brittleness of the tampon. In addition, the high acidity and alkalinity of the media pumped through the well also lead to premature destruction and destruction of grouting materials based on phenol-formaldehyde resin. These factors lead to a decrease in strength and destruction of the chemical structure of the grouting layer, which negatively affects the durability and reliability of the resulting insulation.
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].It is known that the modification of resole resins with monoepoxy compounds can significantly increase the acid and alkali resistance, as well as the elasticity of the resulting composition compared to the original phenol-formaldehyde resin [Rovkina N. M., Tyukavkina N. G. Modification of phenol-formaldehyde resins of the resole type with monoepoxides // Almanac of modern science and education. - Diploma. - 2009. - No. 11 (30) in the 2nd part of Part I. S. 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.However, the proposed invention solves the problem of increasing the reliability and durability of the plugging material. The problem is solved by grouting material for repair and insulation works in the well, including exfoliating phenol-formaldehyde resin and hardener. As an exfoliating phenol-formaldehyde resin, the material contains phenol-formaldehyde resin modified with 1,2-epoxy-3- (9′carbazolyl) propane (epoxycarbazolylpropane, ECP) in an amount of 10-20% by weight of phenol-formaldehyde resin and quicklime (CaO) in an amount of 0 , 1-1.0% by weight of phenol-formaldehyde resin. In this case, both the lower and upper layers formed during the delamination of the resin are used for modification. Epoxycarbazolylpropane in the amount of 10-20% by weight of the original non-delaminated resin is dissolved in the lower layer formed by delamination of the resin in the first container. Part of the top layer in a volume of 5-10% of the resin volume is poured into the second container, quicklime is dissolved in it in an amount of 0.1-1.0% by weight of the unstratified resin and mixed with the contents of the first container. The resulting product is used as a binder for repair and insulation work in the well, in particular when isolating (plugging) water inflows in the bottom-hole zone of the producing well, isolating (plugging) the absorption zones in the injection well, isolating (plugging) the places of disturbances in the casing string of the well, etc. P. To create a plugging material, the modified phenol-formaldehyde resin is mixed with a hardener and pumped into the isolation interval.
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.The modified phenol-formaldehyde resin has greater elasticity and durability, increased resistance to acidic and alkaline environments, affecting the tampon both from the side of the media pumped through the well and from the side of the soil reinforced by the material.
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%.Modified phenol-formaldehyde resin is a homogeneous liquid from reddish brown to dark cherry in color with a viscosity of not more than 55 MPa · s and a mass fraction of solids of not less than 40%.
При определения компонентного и процентного состава тампонажного материала определяющим фактором служит температура и приемистость в зоне ремонта.When determining the component and percentage composition of grouting material, the determining factor is the temperature and throttle response in the repair area.
Границы температурного диапазона установлены в следующих пределах:The temperature range is set in the following limits:
- в диапазоне от -5 до 80°С смола используется в композиции с отвердителем процесса в количестве 5-25%;- in the range from -5 to 80 ° C, the resin is used in the composition with the hardener of the process in an amount of 5-25%;
- в диапазоне от 80 до 110°С смола используется в композиции с 50%-ным отвердителем процесса в количестве 0-10%.- in the range from 80 to 110 ° C, the resin is used in a composition with a 50% process hardener in an amount of 0-10%.
В качестве отвердителя может быть использован, например, раствор серной, соляной, п-толуолсульфокислоты, щавелевой кислоты.As a hardener, for example, a solution of sulfuric, hydrochloric, p-toluenesulfonic acid, oxalic acid can be used.
При необходимости загущения материала вводят загустители, например водорастворимые полимеры типа полиакриламида, сополимера винилацетата и этилена, эфиры целлюлозы, например метилгидроксипропилцеллюлозу, оксиэтилцеллюлозу и т.п.If thickening is necessary, thickeners are introduced, for example, water-soluble polymers such as polyacrylamide, vinyl acetate-ethylene copolymer, cellulose ethers, for example methyl hydroxypropyl cellulose, hydroxyethyl cellulose, and the like.
При необходимости снижения пенообразования материала вводят пеногасители типа полисилоксана.If it is necessary to reduce the foaming of the material, defoamers of the polysiloxane type are introduced.
При необходимости наполнения материала вводят наполнители типа кварцевого песка, древесной муки и пр.If necessary, fill the material with fillers such as silica sand, wood flour, etc.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
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.Example 1. 200 kg of phenol-formaldehyde resin brand SFZh-3027B can withstand at least 1 day until a liquid layer appears on the surface, followed by separation of the lower settled and upper layers. Part of the top layer after separation of the specified resin in a volume of 5% of its volume is poured into a separate container. Within 5 min, 0.1% (0.2 kg) of quicklime is dissolved in this part of the layer from the mass of phenol-formaldehyde resin and mixed with the remaining part of the upper layer and the lower settled layer, pre-mixed for 5 min with epoxycarbazolylpropane in an amount of 20% ( 40 kg) by weight of the starting phenol-formaldehyde resin. The modified phenol-formaldehyde resin is delivered to the well, mixed with a hardener - hydrochloric acid solution, and pumped into the isolation interval, creating a tampon in the bottomhole zone.
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.Example 2. 200 kg of phenol-formaldehyde resin brand SFZh-3027B can withstand at least 1 day until the appearance of a liquid layer on the surface, followed by separation of the lower settled and upper layers. Part of the top layer in a volume of 7.5% of the volume of phenol-formaldehyde resin is poured into a separate container. Within 7 minutes, 0.5% (1 kg) of quicklime is dissolved in this part of the layer from the mass of phenol-formaldehyde resin and mixed with the remaining part of the upper layer and the lower settled layer, pre-mixed for 7 minutes with epoxycarbazolylpropane in an amount of 15% (30 kg ) by weight of the original phenol-formaldehyde resin. The modified phenol-formaldehyde resin is delivered to the well, mixed with a hardener - a solution of sulfuric acid, and pumped into the isolation interval, creating a tampon in the bottomhole zone.
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.Example 3. 200 kg of phenol-formaldehyde resin brand SFZh-3027B can withstand at least 1 day until the appearance of a liquid layer on the surface with the subsequent separation of the lower settled and upper layers. Part of the top layer in a volume of 10% of the volume of phenol-formaldehyde resin is poured into a separate container. Within 10 min, 1% (2 kg) of quicklime is dissolved in this part of the layer from the mass of phenol-formaldehyde resin and mixed with the remaining part of the upper layer and the lower settled layer, pre-mixed for 10 min with epoxycarbazolylpropane in an amount of 10% (10 kg) from mass of the original phenol-formaldehyde resin. The modified phenol-formaldehyde resin is delivered to the well, mixed with a hardener - a solution of oxalic acid, and pumped into the isolation interval, creating a tampon in the bottomhole zone.
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.Example 4. 200 kg of phenol-formaldehyde resin brand SFZh-3027B can withstand at least 1 day until the appearance of a liquid layer on the surface, followed by separation of the lower settled and upper layers. Part of the top layer in a volume of 7% of the volume of phenol-formaldehyde resin is poured into a separate container. Within 7 minutes, 0.5% (1 kg) of quicklime is dissolved in this part of the layer from the mass of phenol-formaldehyde resin and mixed with the remaining part of the upper layer and the lower settled layer, pre-mixed for 7 minutes with epoxycarbazolylpropane in an amount of 10% (10 kg ) by weight of the original phenol-formaldehyde resin. 100 kg of silica sand is introduced into the modified phenol-formaldehyde resin as a filler and delivered to the well, mixed with a hardener - hydrochloric acid solution, and pumped into the isolation interval, creating a tampon in the bottomhole zone.
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.Example 5. 200 kg of phenol-formaldehyde resin brand SFZh-3027B can withstand at least 1 day until the appearance of a liquid layer on the surface, followed by separation of the lower settled and upper layers. Part of the top layer in a volume of 7.5% of the volume of phenol-formaldehyde resin is poured into a separate container. Within 7 min, 0.5% (1 kg) of quicklime is dissolved in this part of the layer from the mass of phenol-formaldehyde resin and mixed with the remaining part of the upper layer and the lower settled layer, pre-mixed for 7 min with epoxycarbazolylpropane in an amount of 15% (30 kg) by weight of the original phenol-formaldehyde resin. Introducing 0.2 kg of polyacrylamide as a thickener into the modified phenol-formaldehyde resin, dissolve the polyacryamide, deliver it to the well, mix it with a hardener - hydrochloric acid solution, and pump it into the isolation interval, creating a tampon in the bottomhole zone.
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.The plugging material according to examples 1-5 is able to create a reliable tampon with an injectivity of the isolation place of more than 500 m 3 / day and more with preservation of strength for 5-8 years, while the material according to the prototype creates a reliable tampon with an injectivity of the isolation place of more than 500 m 3 / days or more while maintaining strength for 3-4 years.
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.The application of the proposed grouting material will make it possible to solve the problem of increasing the durability and reliability of grouting material and ensure the creation of strong, flexible and chemically resistant insulation of water inflows with increased pick-up.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015132365/03A RU2600576C1 (en) | 2015-08-04 | 2015-08-04 | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015132365/03A RU2600576C1 (en) | 2015-08-04 | 2015-08-04 | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2600576C1 true RU2600576C1 (en) | 2016-10-27 |
Family
ID=57216324
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015132365/03A RU2600576C1 (en) | 2015-08-04 | 2015-08-04 | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2600576C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| CN110424921A (en) * | 2019-08-28 | 2019-11-08 | 中研(天津)能源装备有限公司 | A kind of packer |
| CN114836182A (en) * | 2021-02-02 | 2022-08-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water plugging and channeling sealing system and preparation method thereof |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1432192A1 (en) * | 1986-03-25 | 1988-10-23 | Кемеровское научно-производственное объединение "Карболит" | Polymeric plugging composition |
| SU1730434A1 (en) * | 1989-05-16 | 1992-04-30 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению скважин и буровым растворам | Polymer compound for well isolation jobs |
| RU2147332C1 (en) * | 1998-08-21 | 2000-04-10 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Plugging material for isolation of water inflow to oil and gas wells |
| US6065539A (en) * | 1997-05-28 | 2000-05-23 | Institute Francois Du Petrole | Well cementing method and material containing fine particles |
| RU2340648C1 (en) * | 2007-09-12 | 2008-12-10 | Айрат Ильхатович Ибрагимов | Grouting material for repair-insulating works in well |
| RU2526061C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Isolation of water inflow beds at well construction |
-
2015
- 2015-08-04 RU RU2015132365/03A patent/RU2600576C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1432192A1 (en) * | 1986-03-25 | 1988-10-23 | Кемеровское научно-производственное объединение "Карболит" | Polymeric plugging composition |
| SU1730434A1 (en) * | 1989-05-16 | 1992-04-30 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению скважин и буровым растворам | Polymer compound for well isolation jobs |
| US6065539A (en) * | 1997-05-28 | 2000-05-23 | Institute Francois Du Petrole | Well cementing method and material containing fine particles |
| RU2147332C1 (en) * | 1998-08-21 | 2000-04-10 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Plugging material for isolation of water inflow to oil and gas wells |
| RU2340648C1 (en) * | 2007-09-12 | 2008-12-10 | Айрат Ильхатович Ибрагимов | Grouting material for repair-insulating works in well |
| RU2526061C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Isolation of water inflow beds at well construction |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| CN110424921A (en) * | 2019-08-28 | 2019-11-08 | 中研(天津)能源装备有限公司 | A kind of packer |
| CN114836182A (en) * | 2021-02-02 | 2022-08-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water plugging and channeling sealing system and preparation method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2952014C (en) | Cement compositions having an environmentally-friendly resin | |
| CN104974724B (en) | Underground gel-forming plugging agent suitable for medium-high temperature high-salt low-permeability oil reservoir and preparation method thereof | |
| US10941329B2 (en) | Slurry comprising an encapsulated expansion agent for well cementing | |
| RU2600576C1 (en) | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells | |
| CN112585238A (en) | Lost circulation material composition and method for isolating lost circulation zones of a wellbore | |
| RU2553807C1 (en) | Gas-blocking plugging material for cementing horizontal wells with small annular gaps | |
| CN112585237A (en) | Sealing composition and method for sealing an annulus of a wellbore | |
| EA011152B1 (en) | Composition for obtaining geosynthetic composite for borehole strengthening | |
| RU2507377C1 (en) | Method of water production zones isolation in well | |
| US10442731B2 (en) | Industrial fluids with dilution resistance and tunable viscosity, and methods of making and using industrial fluids | |
| CN104628994B (en) | A kind of full infiltration saltant type grouting material | |
| RU2340648C1 (en) | Grouting material for repair-insulating works in well | |
| RU2340761C1 (en) | Method of elimination of leakage of producing well column | |
| US7998269B2 (en) | Cement blend | |
| US3016092A (en) | Compositions of matter and methods and steps of making and using the same | |
| RU2650001C1 (en) | Method for repair and insulation works in well | |
| RU2732174C1 (en) | Plugging material for repair of oil and gas wells | |
| CN103333458A (en) | Modified phenolic resin injecting paste material for coal and rock mass reinforcing and preparation method | |
| RU2376336C1 (en) | Hydrophobic polymer backfill composition (versions) | |
| RU2426866C1 (en) | Polymer backfilling composition for isolation of water influx in low temperature oil and gas wells | |
| RU2425957C1 (en) | Isolation method of water influx to well | |
| EP3228608B1 (en) | Well cementing slurry comprising particles of expansive agent coated with phenolic resin, method of preparing such a slurry and method of cementing a well | |
| RU2426863C1 (en) | Procedure for isolation of water influx into well | |
| RU2237797C1 (en) | Method for isolating water influx areas in a well | |
| RU2471963C1 (en) | Restoring method of sealing of casing strings |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180805 |