RU2426863C1 - Способ изоляции притока воды в скважину - Google Patents
Способ изоляции притока воды в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2426863C1 RU2426863C1 RU2010100996/03A RU2010100996A RU2426863C1 RU 2426863 C1 RU2426863 C1 RU 2426863C1 RU 2010100996/03 A RU2010100996/03 A RU 2010100996/03A RU 2010100996 A RU2010100996 A RU 2010100996A RU 2426863 C1 RU2426863 C1 RU 2426863C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- filler
- water
- fhls
- formaldehyde resin
- phenol
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000004941 influx Effects 0.000 title claims abstract description 7
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 47
- GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N resorcinol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1 GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 9
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N formaldehyde Substances O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 24
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 claims description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 10
- GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N aldehydo-D-glucose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C=O GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910000604 Ferrochrome Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 229920003987 resole Polymers 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000004117 Lignosulphonate Substances 0.000 abstract 2
- 229960001755 resorcinol Drugs 0.000 abstract 2
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 17
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 7
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 5
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 5
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 5
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- -1 chalk Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 3
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N polynoxylin Chemical compound O=C.NC(N)=O ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 229920002209 Crumb rubber Polymers 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000011414 polymer cement Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- PFRGGOIBYLYVKM-UHFFFAOYSA-N 15alpha-hydroxylup-20(29)-en-3-one Natural products CC(=C)C1CCC2(C)CC(O)C3(C)C(CCC4C5(C)CCC(=O)C(C)(C)C5CCC34C)C12 PFRGGOIBYLYVKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SOKRNBGSNZXYIO-UHFFFAOYSA-N Resinone Natural products CC(=C)C1CCC2(C)C(O)CC3(C)C(CCC4C5(C)CCC(=O)C(C)(C)C5CCC34C)C12 SOKRNBGSNZXYIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 159000000014 iron salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000005499 meniscus Effects 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 239000002952 polymeric resin Substances 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 230000005070 ripening Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение эффективности изоляционных работ в скважинах за счет применения промышленно выпускаемых синтетических карбамидоформальдегидных и фенолоформальдегидных смол резольного типа, позволяющих выполнять тампонажные работы в температурном интервале от 20 до 110°С. В способе изоляции притока воды в скважину, включающем получение тампонажного состава, закачку его в водонасыщенный интервал пласта и последующую выдержку для формирования полимерного камня, в температурном интервале от 20 до 60°С используют тампонажный состав, содержащий, вес.ч.: карбамидоформальдегидную смолу СФ-НС 100, резорцин 7-15, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,5-25, наполнитель 4-8, в температурном интервале от 60 до 110°С - тампонажный состав, содержащий, вес.ч.: фенолоформальдегидную смолу СФЖ-3027Б 100, резорцин 1,5-10, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10, наполнитель 4-8. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Изобретение также может быть использовано при первичном цементировании заколонного пространства нагнетательных и добывающих скважин.
При проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах широкое применение продолжают находить различные способы изоляции водопритоков с применением цементных растворов как наиболее дешевых тампонажных материалов /Блажевич В.А., Умрихина Б.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974, с.51-52/. В основе разработанных способов лежит подготовка скважины, установление интервала негерметичности, приготовление тампонажной композиции непосредственно на скважине, разовая или порционная закачка ее в НКТ и продавка в изолируемый интервал.
Однако применение цементных растворов не всегда эффективно из-за высокой водоотдачи, обуславливающей образование фильтрационного слоя при закачке его в изолируемое пространство и препятствующей дальнейшему заполнению изолируемых каналов тампонажным раствором.
В последнее время для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные тампонажные материалы на основе синтетических смол, инвертно-эмульсионных составов, жидкого стекла и др. Так, известен способ изоляции обводненных пластов, включающий последовательную закачку в изолируемый интервал порций инвертной водонефтяной эмульсии и тампонажного состава, в качестве которого используется цементный раствор /Сергеев Б.З., Резник Е.Г., Гайденко И.Ф., Ковалев Н.И. Пат. РФ №2013521, E21B 33/13. Опубл. 30.05.94, бюл. №10/.
Недостатком известного способа является то, что закачка несколькими порциями с постепенным увеличением вязкости инвертной эмульсии от порции к порции недостаточно повышает прочность и стабильность гидроизоляционного экрана, так как возрастание вязкости происходит незначительно. Из-за низкой фильтруемости цементных частиц в пласт закрепление эмульсии цементным раствором происходит только вблизи ствола скважины, причем цементный камень из такого цементного раствора обладает низкими прочностными и адгезионными свойствами.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции притока воды в скважину, заключающийся в предварительном смешении при температуре 95-97°C отходов фенольного производства, фенола и формалина с 40%-ным водным раствором гидроокиси натрия в количестве 3-3,5% от объема продукта щелочной конденсации с последующей закачкой полученной смеси в водонасыщенную часть пласта. Способ обеспечивает изоляцию воды в пластах с температурой 60-100°C /Кадыров P.P., Аввакумова Н.И. и др. Пат. SU №1587175, 1990, бюл. №31/.
К недостаткам известного способа следует отнести:
- процесс щелочной поликонденсации отходов фенольного производства, проводимый в полевых условиях в узком температурном интервале, является трудноконтролируемым;
- применение данного способа проведения тампонажных работ возможно только в скважинах, температура которых превышает 60°C.
- синтез фенолоформальдегидной смолы резольного типа непосредственно на скважине представляет экологическую опасность как для обсуживающего персонала, так и для окружающей среды.
Техническим результатом настоящего изобретения является увеличение эффективности изоляционных работ в скважинах за счет применения промышленно выпускаемых синтетических карбамидоформальдегидных и фенолоформальдегидных смол резольного типа, позволяющих выполнять тампонажные работы в температурном интервале от 20 до 110°C.
Указанный технический результат достигается тем, что способ изоляции притока воды в скважину, включающий смешение компонентов для получения тампонажного состава, закачку его в водонасыщенный интервал пласта и последующую выдержку для формирования полимерного камня, отличающийся тем, что в температурном интервале от 20 до 60°C в качестве тампонажного состава используют карбамидоформальдегидную смолу КФ-НС и наполнитель, а в интервале свыше 60°C - фенолоформальдегидную смолу СФЖ 3027Б и наполнитель, а в качестве отвердителя для обоих составов используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М и резорцин при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):
а) для температурного интервала от 20 до 60°C:
| - карбамидоформальдегидная смола | 100 |
| - резорцин | 7-15 |
| - феррохромлигносульфонат | 1,5-25 |
| - наполнитель | 4-8 |
б) в температурном интервале свыше 60°C:
| - фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б | 100 |
| - феррохромлигносульфонат ФХЛС-М | 1,0-10 |
| - резорцин | 1,5-10 |
| - наполнитель | 4-8 |
Использование в качестве отвердителя карбамидоформальдегидных и фенолоформальдегидных смол, ФХЛС-М и резорцина позволяет проводить отверждение составов в интервале температур 20-115°C, исключает разрушение цементного камня и существенно снижает его коррозионную активность.
ФХЛС-М в тампонажных составах 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 применения тампонажного состава при проведении РИР как на терригенных, так и на карбонатных коллекторах.
Введенные в тампонажный состав инертные наполнители (белая сажа БС-120, тальк, резиновая крошка, мел, барит) способствуют снижению водоотдачи и усадки, повышению прочностных характеристик тампонажного камня. Выбранные составы тампонажных композиций могут дополнительно содержать расширяющие добавки (ДР-40, ДР-100), обеспечивающие полную ликвидацию усадки и исключающие образование флюидопроводящих каналов в отвержденном полимерном камне.
Карбамидная смола представляет собой однородную белого цвета суспензию по ГОСТ 2223-003-55093129-2009 марки КФ-НС. Применяемая фенолоформальдегидная смола резольного типа СФЖ- 3027Б - прозрачная жидкость светло-коричневого цвета, ТУ 2221-103-05015227-04. Резорцин технический ГОСТ 997074 - бесцветное кристаллическое вещество, легко растворим в карбамидоформальдегидной и фенолоформальдегидной смолах. Феррохромлигносульфонат ТУ 2458-015-20672718-2001 - модифицированный продукт взаимодействия лигносульфонатов с солями хрома и железа.
При изучении свойств полимерных тампонажных составов определяли следующие параметры:
- вязкость по ВЗ-246 (4 мм), с;
- показатель фильтрации на ВМ-6 (см3/30 мин);
- прочность на изгиб, МПа (ГОСТ 26798.1-96);
- адгезия к металлу, МПа.
Адгезионные свойства образующегося полимерного 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.
Примеры.
I. Приготовление тампонажного состава на базе карбамидоформальдегидной смолы КФ-НС
Пример 1.
В колбу поместили 100 г карбамидоформальдегидной смолы с вязкостью 21 с (при 20°C). Затем при работающей мешалке в колбу ввели 10,0 г резорцина. После растворения резорцина, продолжавшегося 10 мин, постепенно в течение 5 мин добавили 2,0 г ФХЛС. Перемешивание продолжали до полного растворения модификатора в течение 20 мин. Вязкость раствора составила 75 с. В образовавшийся структурированный раствор постепенно в течение 5 мин ввели наполнитель белую сажу БС-120 в количестве 4,0 г. Перемешивание продолжали еще 5 мин со скоростью вращения лопастной мешалки 800 об/мин.
После приготовления раствора были проведены испытания на водоотдачу (Ф), которая составила 26 см3/30 мин. Для сравнения, водоотдача тампонажного раствора, состоящего из карбамидоформальдегидной смолы и кремнефтористоводородной кислоты в соотношении (вес.ч.) 100:0,25 в аналогичных условиях составила 103 см3/30 мин.
Полученную суспензию поместили в термошкаф с температурой 55°C и периодически наблюдали за изменением консистенции тампонажного состава. Потеря текучести наступила через 4 ч, а полное отверждение состава произошло за 48 ч, причем затвердевание образца происходило без усадки. Образовавшийся камень обладает удовлетворительными прочностными свойствами, высокой химической стойкостью в минерализованной воде и растворе соляной кислоты, значительно превышающей стойкость цемента. Величина адгезии с металлом через 2-е суток хранения отвержденных образцов в пластовой воде при 55°C составила 1,6 МПа (в аналогичных условиях для цементного камня эта величина составляет 0,9-1,0 МПа).
Примеры 2-18.
По методике, описанной в примере 1, готовили полимерные тампонажные композиции. В интервале температур 20-60°C были установлены составы с приемлемыми для РИР режимами потери текучести и полного отверждения тампонажного камня. Полученные результаты приведены в табл.1.
| Таблица 1 | ||||||
| Реологические характеристики тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы при различных температурах | ||||||
| № примера | Температура отверждения, °C | Рецептура состава в вес. ч. на 100 вес. ч. КФ-НС | Потеря текучести, час | Отверждение, час | ||
| резорцин | ФХЛС | наполнитель | ||||
| 2. | 9 | 1,5 | - | 3,0 | 24 | |
| 3. | 60 | 8 | 1,5 | БС-120,4 | 2,75 | 24 |
| 4. | 7 | 2,0 | - | 2,25 | 24 | |
| 5. | 10 | 2,0 | резин. крош., 4 | 4,0 | 48 | |
| 6. | 55 | 9 | 2,5 | - | 3,2 | 48 |
| 7. | 8 | 3,0 | - | 2,3 | 48 | |
| 8. | 11 | 3,0 | мел, 3 | 3,7 | 36 | |
| 9. | 50 | 10 | 4,0 | мел,4 | 2,7 | 24 |
| 10. | 9 | 5,0 | - | 2,1 | 24 | |
| 11. | 11 | 5,0 | тальк, 7 | 5,5 | 24-48 | |
| 12. | 40 | 11 | 7,0 | тальк, 7 | 3,75 | 24-48 |
| 13. | 10 | 10 | тальк, 7 | 2,8 | 24-48 | |
| 14. | 11 | 10 | древ. мука, 8 | более 7 | 48 | |
| 15. | 30 | 12 | 15 | - | 4,7 | 48 |
| 16. | 12 | 20 | - | 3,2 | 36 | |
| 17. | 20 | 15 | 20 | - | 8,0 | 48 |
| 18. | 15 | 25 | БС-120 | 7,5 | 48 | |
Приведенные в табл.1 данные показывают, что время перехода разработанного полимерного тампонажного состава в нетекучее состояние (резит) в интервале рабочих температур 20-60°C составляет от 2,25 до 8 ч, что является достаточным для приготовления композиции, закачки и продавки ее в интервал негерметичности.
Введенные в тампонажный состав инертные наполнители (белая сажа БС-120, тальк, резиновая крошка, мел, барит) не оказывают заметного влияния на скорость отверждения, но способствуют снижению водоотдачи, снижению усадки и повышению прочностных характеристик тампонажного камня. Так, показатель фильтрации (Ф) свежеприготовленных тампонажных растворов примеров 2 и 3 составил 76 и 34 см3/30 мин соответственно, т.е. в присутствии 4 вес.ч. наполнителя Ф уменьшился более чем в 2 раза.
Как видно из табл.1, показатель фильтрации тампонажных растворов также зависит от содержания феррохромлигносульфоната: с увеличением содержания ФХЛС-М с 5 до 10 вес.ч. (примеры 11-13) водоотдача снижается с 30 до 16 см3/30 мин.
Помимо снижения водоотдачи введение в композицию наполнителя приводит к увеличению прочностных характеристик отвержденного тампонажного состава. Так, прочность при статическом изгибе отвержденных образцов примеров 2 и 3 составила 7,3 и 8,6 МПа соответственно. Для цемента марки ПЦТ-I-G без добавок при измерении в аналогичных условиях эта величина составляет 7,0 МПа (ГОСТ 26798.1-96).
II. Приготовление тампонажного состава на базе фенолоформальдегидной смолы СФЖ 3027Б
Пример 19.
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 катализатора отверждения 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 вращения лопастной мешалки 800 об/мин.
Благодаря структурообразователю ФХЛС-М осаждение наполнителя и расширяющей добавки из раствора не наблюдалось в течение 3-х ч. 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. Для сравнения, водоотдача тампонажного раствора, состоящего из фенолоформальдегидной смолы, кислотного отвердителя (HCl) и наполнителя БС-120 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 в растворе соляной кислоты, значительно превышающей стойкость цементного камня. Через 2-е 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.
Примеры 20-28.
Рецептуру тампонажного состава устанавливали по времени потери текучести, которое не должно быть меньше 2-2,5 часов. Это время необходимо для приготовления раствора, закачки в НКТ и продавки его в интервал негерметичности. Полученные результаты приведены в табл.2.
Как видно из представленных в табл.2 данных, регулируя концентрации ФХЛС-М и резорцина, можно достигнуть времени потери текучести тампонажного раствора не менее 2-х ч, необходимых для проведения изоляционных работ в скважине. И только при температуре 115°C для достижения необходимых параметров отверждения в состав необходимо дополнительно вводить замедлитель процесса (пример 28).
Присутствие в растворе инертных наполнителей в количестве 4-8 вес.ч. 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 20 и 21 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 20 и 21 составила 7,7 и 9,0 МПа соответственно. Для цемента марки ПЦТ-I-G без добавок в аналогичных условиях при 7-суточной гидратации (созревании) прочность при статическом изгибе образца составляет 7,0 МПа.
Концентрацию расширяющей добавки ДР-100 устанавливали исходя из существующих представлений по отверждению цементного камня, линейное расширение которого не должно превышать 3-х %. 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 (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 |
| 29. | 3 | 0,15 | 0,23 |
| 30. | 5 | 1,3 | 0,70 |
| 31. | 10 | 2,0 | 1,30 |
| 32. | 15 | 2,7 | 1,29 |
| 33. | 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-х %. Кроме того, как видно из табл., увеличение содержания расширяющей добавки больше 15% приводит к снижению адгезии отвержденного состава к металлу.
С применением фенолоформальдегидной смолы СФЖ-3027Б при более низких температурах (ниже 55°C) не удалось получить безусадочный материал в приемлемые сроки потери текучести, необходимые для проведения РИР в эксплуатационных скважинах.
III. Пример осуществления способа
Пример 34. Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны, температура изолируемого интервала негерметичности 34°C.
Перед проведением изоляционных работ скважину очищают до забоя промывкой технической водой от отложений парафинов, песка, асфальтенов, оксида железа и других загрязнений. Далее в нее спускают на НКТ гидравлический пакер ПГР-120 и устанавливают на необходимой по материалам ГИС глубине. Проверяют герметичность его установки. Определяют приемистость пласта. При наличии приемистости в пределах давлений, позволяющих проведение технологического процесса (Pmax=0,8 P разрыва пласта), приступают к приготовлению полимерного тампонажного состава, объем которого рассчитывают исходя из приемистости интервала негерметичности.
В емкость, содержащую расчетный объем карбамидоформальдегидной смолы (250 л), загружают 27,5 кг резорцина и 17,5 кг ФХЛС-М и с помощью насоса ЦА 320 проводят перемешивание смеси до полного растворения (20-30 мин). В образовавшийся полимерный раствор постепенно порциями при перемешивании добавляют белую сажу БС-120 в количестве 10 кг. После введения наполнителя перемешивание состава продолжают еще 15 мин.
Полученную композицию закачивают в НКТ и продавливают ее в изолируемый интервал. Затем колонну НКТ поднимают на высоту 50-150 м и оставляют скважину на 48 ч для отверждения полимерного состава.
По завершении тампонажных работ производят разбуривание отвержденного полимерного стакана и пакер-пробки.
Claims (3)
1. Способ изоляции притока воды в скважину, включающий смешение компонентов для получения тампонажного состава, закачку его в водонасыщенный интервал пласта и последующую выдержку для формирования полимерного камня, отличающийся тем, что в температурном интервале от 20 до 60°С в качестве тампонажного состава используют карбомидоформальдегидную смолу КФ-НС и наполнитель, а в интервале свыше 60°С - фенолоформальдегидную смолу СФЖ 3027Б и наполнитель, а в качестве отвердителя для обоих составов используют феррохромлигносульфонат ФХЛС-М и резорцин при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
а) в температурном интервале от 20 до 60°С:
карбамидоформальдегидная смола КФ-НС 100
резорцин 7-15
феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,5-25
наполнитель 4-8
б) в температурном интервале свыше 60°С:
фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100
феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10
резорцин 1,5-10
наполнитель 4-8
а) в температурном интервале от 20 до 60°С:
б) в температурном интервале свыше 60°С:
2. Способ изоляции притока воды в скважину по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения изоляционных характеристик, применяемые составы дополнительно содержат расширяющуюся добавку ДР-100 в количестве 5-15 вес.ч.
3. Способ изоляции притока воды в скважину по п.1, отличающийся тем, что при температурах проведения тампонажных работ 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 |
|---|---|---|---|
| RU2010100996/03A RU2426863C1 (ru) | 2010-01-14 | 2010-01-14 | Способ изоляции притока воды в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010100996/03A RU2426863C1 (ru) | 2010-01-14 | 2010-01-14 | Способ изоляции притока воды в скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2426863C1 true RU2426863C1 (ru) | 2011-08-20 |
Family
ID=44755856
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010100996/03A RU2426863C1 (ru) | 2010-01-14 | 2010-01-14 | Способ изоляции притока воды в скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2426863C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655490C2 (ru) * | 2016-11-08 | 2018-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ отсечения конуса подошвенной воды |
-
2010
- 2010-01-14 RU RU2010100996/03A patent/RU2426863C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655490C2 (ru) * | 2016-11-08 | 2018-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ отсечения конуса подошвенной воды |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1246850A (en) | Liquid fluid loss control additive for oil field cements | |
| US3297086A (en) | Sand consolidation method | |
| US3416604A (en) | Epoxy resin grouting fluid and method for stabilizing earth formations | |
| US3481403A (en) | Method for consolidating formations surrounding boreholes with resin | |
| US3625287A (en) | Method of improving strength and stability of sand consolidations made with resin systems | |
| US3759327A (en) | Internally catalyzed well consolidation method | |
| 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 | |
| CA2451747A1 (en) | Permeable cement composition and method for preparing the same | |
| RU2627785C1 (ru) | Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) | |
| CN105567188B (zh) | 用于提高氰凝类堵漏剂堵漏性能的助剂及其制备方法，氰凝类堵漏剂 | |
| RU2426863C1 (ru) | Способ изоляции притока воды в скважину | |
| AU2012301442B2 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| RU2600576C1 (ru) | Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
| RU2426866C1 (ru) | Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в низкотемпературных нефтяных и газовых скважинах | |
| US3022825A (en) | Method for sand consolidation | |
| AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| EP3959417A1 (en) | Methods of cementing a wellbore | |
| RU2426865C1 (ru) | Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах | |
| RU2386658C1 (ru) | Тампонирующий состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
| RU2376336C1 (ru) | Гидрофобный полимерный тампонажный состав (варианты) | |
| RU2732174C1 (ru) | Тампонажный материал для ремонта нефтяных и газовых скважин | |
| CN111793488B (zh) | 木焦油化学防砂剂、其制备方法及应用 | |
| RU2340648C1 (ru) | Тампонажный материал для ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2418153C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине |
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 |