ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2000 года по МПК E21B33/138 

Описание патента на изобретение RU2147332C1

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи за счет герметизации обсадных колонн добывающих скважин, ликвидации заколонных перетоков при прорывах воды в нефтеносный пласт. Изобретение может быть использовано для повышения фильтрационного сопротивления и выравнивания обводненных зон нефтенасыщенного коллектора, а также для проведения различных гидроизоляционных работ, связанных с защитой конструкций и сооружений от воздействия влаги.

Существующие способы ограничения водопритока основаны на использовании как эмульсионных, так и суспензионных тампонирующих водных растворов. В качестве тампонирующих материалов применяют некоторые виды цементов, полимеры (фенольные и эпоксидные смолы, полиакриламид, гипан), силикат натрия, катионоактивный латекс и др. Нашли также распространение полимерцементные, гипсополимерные и гипаноцементные смеси, характеризующиеся высокими структурно-механическими свойствами (Соловьев Е.М. Заканчивание скважин.- М.: Недра, 1979, с. 180-209). Вместе с тем существенным недостатком полимерных смесей является их усадка при твердении, особенно в пластовых водах, достигающая при 30%-ном содержании смолы (ТСД-9, ФР-12) более 5%.

В последнее время для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные и тампонирующие составы, обладающие небольшой плотностью, хорошей адгезией, устойчивостью к коррозии, высокой фильтрационной способностью. Наиболее близким к заявляемому тампонажному составу являются смеси на основе резольных фенолоформальдегидных смол (ТСД-9, ТСД-12, ФС), обеспечивающие прочность и стойкость пластмассового камня в забойных условия ( Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф.Справочное руководство по тампонажным материалам. -М. : Недра, 1987, с. 188 и 189). Эти смолы обладают селективностью действия, т.е. образование водоизолирующего состава происходит в водной среде. При этом во время транспортирования растворов до зоны поглощения и в самой зоне они в значительной мере перемешиваются с промывочной жидкостью и с пластовой водой, что значительно ухудшает их изоляционную способность. Кроме того, существенным недостатком таких тампонажных смесей является их недостаточная механическая прочность, усадка при твердении, достигающая 10-15%, что заметно снижает гидроизолирующие характеристики образующегося камня.

Техническим результатом при использовании изобретения является разработка тампонажной композиции на полимерной основе, которая может отверждаться при 20-110oC.

Технический результат достигается тем, что в качестве тампонажного материала используется водонерастворимая фенолоформальдегидная смола резольного типа, содержащая отверждающие агенты, активатор, пенообразующие добавки и наполнитель. Содержание компонентов в смеси определяется условиями в зоне обработки и прежде всего температурой, которая может колебаться от 20 до 110oC.

Применение водонерастворимой смолы предотвращает ее разбавление в пластовой воде, что позволяет сохранить высокую изолирующую способность пластика. Получение водонерастворимых фенолоформальдегидных смол (например, СФЖ-3027Б, -3012, -3014, ГОСТ 209007-75) осуществляют после смешения компонентов тампонирующей смеси. Образующаяся смесь в течение 5-15 мин (в зависимости от состава) расслаивается на верхний водный и нижний смолистый слои. Верхний слой сливают, а нижний, сохраняющий подвижность (прокачиваемость), используют в качестве тампонирующего материала.

Сшивающими агентами композиции являются как неорганические (соляная, серная, фосфорная), так и органические (п-толуолсульфокислота, щавелевая) кислоты.

Активатором процесса отверждения являются диоксибензолы (резорцин, пирокатехин и др.), которые благодаря своей более высокой реакционной способности, чем фенолы, активируют сшивку смолы с образованием метиленовых мостиков. Применение диоксибензолов является необходимым при проведении гидроизоляционных работ с температурой в зоне обработки ниже 50oC.

Присутствие в композиции пенообразующих добавок (изоцианаты, диамины, сульфонол, углекислый аммоний и др.) в количестве 0,06-1,0% приводит к ликвидации усадки и увеличению объема образующегося камня на 1,5-2,5% без существенного снижения его физико-механических характеристик.

Введение в композицию до 20 вес.% мелкодисперсного наполнителя (резиновая крошка, древесная мука, лапрол, сульфоуголь и др.) существенно повышает эффективность изоляции зон поглощения, улучшает пластичность образующегося камня, ударную вязкость и стойкость к вибрационным нагрузкам.

При приготовлении композиции одним из важнейших параметров является температура в зоне обработки. При проведении изоляционных работ необходимо знать время, в течение которого тампонирующая смесь в условиях конкретной скважины, сохраняет подвижность (время загустевания) и время, когда смесь превращается в камень (время полного отверждения). Продолжительность проведения гидроизоляционных работ определяют исходя из объема закачиваемой композиции и времени ее доставки в зону обработки.

В общем случае время загустевания композиции может составлять от 1,5 до 6 ч.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Температура зоны поглощения составляет 20oC.

В 100 мас.% смолы СФЖ-3027Б растворяют 1 мас.% резорцина, по 0,1 мас.% толуилендиизоцианата и гексаметилендиамина и в полученную смесь при перемешивании добавляют 11 мас.% 18%-ной соляной кислоты. Через 5-7 мин смесь расслаивается. Верхнюю водную часть сливают, а нижнюю смешивают с 20 мас.% мелкодисперсной резиновой крошки и используют в качестве тампонирующего материал, время загустевания полученной композиции составляет 5,5 ч, а время полного отверждения - 48 ч.

Физико-механические характеристики полученного тампонажного камня приведены в таблице 1 (пример 1). Для сравнения в таблице также приведены данные для тампонажных материалов различного состава. Результаты исследований показывают:
применение резорцина существенно увеличивает скорость загустевания композиции (сравн. примеры 4 и 5);
присутствие в композиции пенообразующих добавок в количестве 0,1% устраняет усадку материала без заметного снижения физико-механических характеристик (сравн. примеры 1-3);
введение в композицию мелкодисперсного наполнителя приводит к значительному увеличению ударной вязкости формируемого камня (примеры 1 и 2). Это может свидетельствовать об увеличении стойкости тампонажного материала к вибрационным нагрузкам.

Кроме того, как видно из таблицы, если формирование тампонажного камня происходит в общей массе без разделения слоев, то скорость отверждения материала, так же как и прочностные характеристики, значительно снижается (пример 6).

В таблице 2 приведены режимы отверждения фенолоформальдегидной смолы при 20-60oC. В рассматриваемом диапазоне для каждой температуры установлены 3 рецептуры с последовательно увеличивающейся скоростью отверждения. Это позволяет, в зависимости от количества тампонажного материала и времени закачки для каждой конкретной скважины, выбрать необходимую композицию.

При температурах зоны обработки выше 50oC отверждение фенолоформальдегидной смолы может протекать без применения отверждающих агентов. На чертеже представлена зависимость скорости отверждения пластика от температуры. Как видно из чертежа, время перехода композиции из стадии резитол в стадию резит с увеличением температуры сокращается.

Приведенные данные показывают, что исследованные тампонажные материалы на основе фенолоформальдегидных смол резольного типа в широком температурном интервале (20-110oC) могут быть использованы для герметизации водопритоков в нефтяных и газовых скважинах.

Похожие патенты RU2147332C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ (ВАРИАНТЫ) 2009
  • Кокорев Валерий Иванович
  • Котельников Виктор Александрович
  • Мейнцер Валерий Оттович
  • Заволжский Виктор Борисович
  • Идиятуллин Альберт Раисович
  • Платов Анатолий Иванович
RU2386662C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) 2001
  • Старкова Н.Р.
  • Кузьмина Ю.В.
RU2215009C2
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ СТАБИЛЬНОСТИ ФЕНОЛОФОРМАЛЬДЕГИДНЫХ СМОЛ 2005
  • Романцев Михаил Федорович
  • Павлова Любовь Ивановна
  • Платов Анатолий Иванович
  • Мейнцер Валерий Оттович
RU2327707C2
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2010
  • Котельников Виктор Александрович
  • Мейнцер Валерий Оттович
  • Заволжский Виктор Борисович
  • Идиятуллин Альберт Раисович
  • Серкин Юрий Григорьевич
  • Павлова Любовь Ивановна
  • Платов Анатолий Иванович
  • Бурко Владимир Антонович
  • Абдульманов Гамиль Шамильевич
RU2426865C1
ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2004
  • Котельников Виктор Александрович
  • Басов Борис Константинович
RU2270228C1
ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОГО ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ 2009
  • Кокорев Валерий Иванович
  • Котельников Виктор Александрович
RU2391378C1
ПОЛИМЕРЦЕМЕНТНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИН 2008
  • Котельников Виктор Александрович
  • Путилов Сергей Михайлович
  • Давыдкина Людмила Емельяновна
RU2370515C1
ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ 2007
  • Ибрагимов Айрат Ильхатович
  • Муллин Николай Иванович
  • Бутолин Александр Вячеславович
  • Садертдинов Язкар Зиннурович
  • Борисочев Александр Георгиевич
RU2340648C1
Пластичная композиция для изоляции и ограничения водопритока в скважины 2020
  • Голов Сергей Викторович
  • Абдуллин Фарит Гарифович
  • Лынов Анатолий Евгеньевич
  • Харланов Сергей Анатольевич
  • Примаченко Александр Сергеевич
RU2761037C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОДЫ В СКВАЖИНУ 2010
  • Котельников Виктор Александрович
  • Мейнцер Валерий Оттович
  • Заволжский Виктор Борисович
  • Идиятуллин Альберт Раисович
  • Серкин Юрий Григорьевич
  • Павлова Любовь Ивановна
  • Платов Анатолий Иванович
  • Бурко Владимир Антонович
  • Абдульманов Гамиль Шамильевич
RU2426863C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 147 332 C1

Реферат патента 2000 года ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Тампонажный материал для изоляции водопритоков в скважинах, состоящий из фенолоформальдегидной смолы резольного типа, минеральных или органических кислот и наполнителя, отличающийся тем, что в качестве тампонажного материала используют смесь, которая получается после перемешивания с наполнителем смолистого слоя, образующегося после расслоения в течение 5-15 мин композиции, дополнительно содержащей добавку пенообразователя и активатора процесса. Технический результат - разработка тампонажной композиции на полимерной основе, которая может отверждаться при 20 - 110oC. 2 з.п.ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Формула изобретения RU 2 147 332 C1

1. Тампонажный материал для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из фенолоформальдегидной смолы резольного типа, минеральных или органических кислот и наполнителя, отличающийся тем, что в качестве тампонажного материала используют смесь, которая получается после перемешивания с наполнителем смолистого слоя, образующегося после расслоения в течение 5 - 15 мин композиции, дополнительно содержащей добавку пенообразователя и активатора процесса. 2. Тампонажный материал по п.1, отличающийся тем, что в качестве активатора процесса используют диоксибензолы в количестве 0,5 - 2,5 массы фенолоформальдегидной смолы. 3. Тампонажный материал по п.1, отличающийся тем, что в качестве пенообразователя используют изоцианаты, диамины, сульфонол, изопентан, метиленхлорид, азодикарбонамид, порофор-18, азодикарбоксилат бария, углекислый аммоний, углекислый натрий, диоксид углерода в количестве 0,06 - 1,0 массы пенообразователя.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2000 года RU2147332C1

ДАНЮШЕВСКИЙ В.С
и др
Справочное руководство по тампонажным материалам
Кузнечная нефтяная печь с форсункой 1917
  • Антонов В.Е.
SU1987A1
Поршень для воздушных тормозов с сжатым воздухом 1921
  • Казанцев Ф.П.
SU188A1
Полимерный тампонажный состав 1986
  • Исакова Алевтина Георгиевна
  • Ветошкина Тамара Васильевна
  • Аубакиров Марат Тлеубаевич
  • Лиманов Есенгали Лиманович
  • Мужецкий Александр Юрьевич
  • Танатаров Тулеужан Танатарович
SU1432192A1
Полимерный состав для крепления призабойной зоны скважины 1981
  • Мелиоранская Юлия Николаевна
  • Плужник Владлен Ильич
  • Михалюк Альфред Владимирович
  • Асланов Альберт Григорьевич
  • Черный Гелий Иванович
SU1129455A1
Тампонажный раствор 1984
  • Прудникова Нина Николаевна
  • Надякина Нина Николаевна
  • Старостина Татьяна Павловна
  • Болдин Виктор Михайлович
  • Чернявский Евгений Михайлович
  • Кривощекова Нонна Павловна
  • Федорова Галина Григорьевна
SU1234589A1
Тампонажный раствор 1975
  • Маслов Игорь Иванович
  • Швед Григорий Михайлович
  • Сушкова Наталья Андреевна
  • Фисенко Николай Трофимович
  • Жетлухин Юрий Леонидович
  • Александров Владимир Борисович
SU591581A1
Тампонажный раствор 1976
  • Пестова Нина Александровна
  • Руденко Алексей Павлович
SU637528A1
Полимерный состав для проведения изоляционных работ в скважине 1989
  • Лядов Борис Сергеевич
SU1730434A1
US 4896723 A, 30.01.1990
US 51845680 A, 09.02.1993.

RU 2 147 332 C1

Авторы

Котельников В.А.

Смирнов А.В.

Захаренко Л.Т.

Персиц И.Е.

Уразаев И.З.

Осипов В.Л.

Даты

2000-04-10Публикация

1998-08-21Подача