СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2003 года по МПК C08L61/10 C08K13/02 E21B33/138 C08L61/10 C08L97/02 C08K13/02 C08K3/20 C08K5/07 C08K5/53 

Описание патента на изобретение RU2215009C2

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ограничения водопритока путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Известен тампонажный состав, включающий фенолоформальдегидную смолу марки ТСКГС, тампонажный портландцемент в качестве вяжущего реагента и воду (А. с. СССР 819304, кл. Е 21 В 33/138, 1981).

Недостатком данного тампонажного состава является высокая вязкость и плохо регулируемое время схватывания (отверждения).

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является тампонирующий материал для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из фенолоформальдегидной смолы, минеральных или органических кислот и вспенивающей добавки (Патент РФ 2147332, кл. Е 21 В 33/138, 2000).

Недостатком его является ограниченность использования в результате отсутствия адгезии к горной породе, сложенной терригенными и карбонатными коллекторами, и цементному камню, так как кислотный отвердитель реагирует со всеми породами, слагающими коллектор, кроме песчаника, в результате чего остается не отвержденным тампонирующий состав на контакте с горной породой и цементным камнем, что резко снижает эффективность таких работ.

Задачей изобретения является получение изолирующего материала с улучшенными технологическими параметрами: высокой адгезией к цементному камню и горной породе, сложенной терригенными и карбонатными коллекторами, низкой вязкостью, обеспечивающей проникновение в пористую среду.

Поставленная задача решается составом для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, содержащем фенолоформальдегидную смолу резольного типа и отвердитель, в качестве которого используют композиционный отвердитель, включающий формалин и гидроксид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Фенолоформальдегидная смола - 30-90
Формалин - 8-60
Гидроксид натрия - 2-10
и составом для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, содержащим фенолоформальдегидную смолу резольного типа и отвердитель, в качестве которого используют композиционный отвердитель, включающий формалин и гидроксид натрия, и дополнительно - многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей этиленгликоль, диэтиленгликоль, глицерин, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Фенолоформальдегидная смола - 30-85
Формалин - 8-60
Гидроксид натрия - 2-10
Многоатомный спирт - 5-20
а также составом для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, содержащем фенолоформальдегидную смолу резольного типа и отвердитель, в качестве которого используют композиционный отвердитель, включающий формалин и гидроксид натрия, и дополнительно - наполнитель, выбранный из группы, включающей древесную муку, цемент,глинопорошок, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Фенолоформальдегидная смола - 30-85
Формалин - 8-60
Гидроксид натрия - 2-10
Наполнитель - 1-10
Все заявленные варианты связаны единым изобретательским замыслом.

Для исследований использовали термореактивную фенолоформальдегидную смолу (ФФС) резольного типа марки СФЖ-3016, которая выпускается в соответствии с ТУ 2221-039-26161597-96 и имеет следующую техническую характеристику (см. табл.А).

Для получения изоляционного материала на основе ФФС резольного типа можно использовать аналогичные по свойствам смоле СФЖ-3016 марки: СФЖ-305, СФЖ-309 и другие, нерастворимые в воде и имеющие срок хранения не менее 6 месяцев.

Для приготовления отвердителя использовали формалин (40% раствор формальдегида) и гидроксид натрия по ГОСТ 2262-79.

В качестве многоатомного спирта используют диэтиленгликоль, выпускаемый промышленностью в соответствии с ГОСТ 10136-77, этиленгликоль технический по ГОСТ 19710-83 или технический глицерин по ГОСТ 6259-75.

В качестве наполнителя используют древесную муку по ГОСТ 16361-87, или глинопорошок по ГОСТ 28177-89, или цемент по ГОСТ 1581-96.

Из приведенного источника информации, взятого за прототип, известно, что составы на основе фенолоформальдегидной резольной, термореактивной смолы отверждают кислотным отвердителем, используя соляную кислоту, сульфокислоты и так далее. При этом качество тампонажного материала не удовлетворяет требованиям, предъявляемым к тампонажным материалам, в результате отсутствия адгезии к горной породе, сложенной терригенными и карбонатными коллекторами, и цементному камню. При контакте тампонирующего состава с цементным камнем и со всеми породами, слагающими коллектор, кислотный отвердитель реагирует с ними, в результате чего он расходуется частично или полностью, и тампонирующий состав на контакте с горной породой и цементом не отверждается, образуя зазор 2-5 мм, что резко снижает эффективность изоляционных работ.

Положительный эффект достигается тем, что для отверждения предлагаемого состава, содержащего фенолоформальдегидную смолу резольного типа, разработан композиционный отвердитель, содержащий формалин и гидроксид натрия, в результате чего получен тампонажный материал, обладающий хорошей адгезией как к горной породе, так и к цементному камню. Для снижения вязкости и температуры замерзания в пластах с температурой от 20oС до 50oС в состав вводят многоатомный спирт: этиленгликоль, или диэтиленгликоль, или глицерин. Для уменьшения усадки и повышения прочности изоляционного материала состав содержит наполнитель: древесную муку, или цемент, или глинопорошок.

Основные технологические параметры изолирующего состава определяли в лаборатории.

Пример конкретного получения состава.

Вариант 1. В начале готовят композиционный отвердитель: к 18 г формалина добавляют 2 г гидроксида натрия и перемешивают. К 80 г фенолоформальдегидной смолы добавляют композиционный отвердитель, все тщательно перемешивают до получения однородного продукта.

Вариант 2. В начале готовят композиционный отвердитель: к 8 г формалина добавляют 2 г гидроксида натрия и перемешивают. К 81 г фенолоформальдегидной смолы добавляют 9 г диэтиленгликоля и перемешивают, затем добавляют композиционный отвердитель, все тщательно перемешивают до получения однородного продукта.

Вариант 3. В начале готовят композиционный отвердитель: к 10 г формалина добавляют 5 г гидроксида натрия и перемешивают. К 77 г фенолоформальдегидной смолы добавляют 8 г глинопорошка и тщательно перемешивают до получения однородного продукта, затем добавляют композиционный отвердитель и снова перемешивают.

Все составы по предлагаемым вариантам представляют собой однородные жидкости от оранжевого до темно-красного цвета и различаются по физико-химическим свойствам.

Основные технологические параметры изолирующего состава определяли в лаборатории.

Исследования реологических свойств составов проводились на вискозиметре ВСН-3. Вязкость измеряли у исходной смолы СФЖ-3016 и ее композиции в зависимости от температуры. Динамика изменения вязкости от температуры изображена на графике, из которого видно, что при повышении температуры от 20oС до 80oС вязкость изолирующего состава снижается в 8-10 раз, а вязкость состава, содержащего многоатомный спирт, ниже в 2,5 раза, чем вязкость исходной смолы и изолирующего состава, не содержащего многоатомный спирт. Такое снижение вязкости способствует лучшему проникновению изолирующего материала в поровое пространство и мелкие трещины, обеспечивая адгезию к горной породе.

Так как заколонные перетоки могут проявляться на разных уровнях глубины скважин, подбор составов проводился для широкого диапазона температур 20-80oС. Результаты исследований приведены в табл.1, из которой видно, что время потери текучести можно варьировать в интервале 2-6,5 ч, а полное отверждение составов - в пределе 4-24 ч, изменяя содержание формалина и гидроксида натрия. Рабочая концентрация формалина в изолирующем составе находится в интервале 8-60%, так как при содержании его менее 8% отверждения не происходит, а при содержание выше 60% ухудшается качество отвержденного материала.

Увеличение содержания гидроксида натрия выше 10% приводит к тому, что не происходит полного отверждения.

Содержание в составе фенолоформальдегидной смолы ниже 30% приводит к резкому снижению прочностных характеристик.

Прочностные характеристики изолирующих составов определяли стандартными методами. После отверждения образцы выдерживали 48 ч и определяли их прочность на сжатие и усадку. Прочностные характеристики предлагаемых изолирующих составов приведены в табл.2, из которой видно, что в присутствии многоатомного спирта не только снижается вязкость (см. график), но и улучшаются прочностные характеристики - усадка и прочность материалов на сжатие (табл. 2, опыт 4). Присутствие наполнителя также повышает прочность отвержденного изолирующего материала и снижает усадку (табл.2, опыт 5).

В табл.3 приведены составы по трем заявленным вариантам с указанием динамики отверждения и физико-механических свойств для каждого примера.

Для определения адгезии готовили образцы цементного камня и дезинтегрированной горной породы, затем образы помещали в стаканчики, заливали исследуемым составом и термостатировали до отверждения. Отвержденные образцы представляли собой прочный монолит с горной породой и цементным камнем. При разрушении образцов горная порода разрушалась быстрее, чем отвержденный состав, что дает возможность считать адгезию отвержденного изолирующего состава, удовлетворяющей требованию тампонажного материала.

Анализ результатов лабораторных исследований показал, что предлагаемый состав имеет преимущества по сравнению с аналогом и прототипом: высокую адгезию к цементному камню и горной породе, сложенной терригенными и карбонатными коллекторами; низкую вязкость, обеспечивающую проникновение в пористую среду; регулируемое время отверждения от 4 до 36 ч в широком интервале температур 20-80oС; высокую прочность при отсутствии усадки.

В промысловых условиях предлагаемый изолирующий состав готовят непосредственно на промысле с использованием стандартного оборудования. В емкость цементировочного агрегата загружается расчетное количество смолы, композиционный отвердитель, затем, в зависимости от выбранного варианта, вводят многоатомный спирт или наполнитель. Насосом агрегата состав перемешивают до полного смешения и при помощи насоса цементировочного агрегата закачивают в скважину.

Похожие патенты RU2215009C2

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
ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 1998
  • Котельников В.А.
  • Смирнов А.В.
  • Захаренко Л.Т.
  • Персиц И.Е.
  • Уразаев И.З.
  • Осипов В.Л.
RU2147332C1
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
ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА 2001
  • Старкова Н.Р.
  • Бриллиант Л.С.
  • Георгиев О.В.
RU2200822C1
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
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
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
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ 2001
  • Старкова Н.Р.
RU2209302C2
ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ 2011
  • Шихалиев Ильгам Юсиф Оглы
  • Мохов Сергей Николаевич
  • Гасумов Рустам Рамизович
RU2493189C2
ПОЛИМЕРНАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ 2012
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Стерлядев Юрий Рафаилович
  • Паршуков Николай Николаевич
  • Гумерова Екатерина Владимировна
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
RU2504570C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 215 009 C2

Реферат патента 2003 года СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для ограничения водопритока путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважине содержит, %: фенолоформальдегидную смолу резольного типа (30-90) и композиционный отвердитель, включающий формалин (8-60) и гидроксид натрия (2-10). Варианты указанного состава включают дополнительно многоатомный спирт (этиленгликоль, диэтиленгликоль или глицерин) - 5-20% или наполнитель (древесная мука, цемент или глинопорошок) - 1-10%. Изобретение позволяет повысить адгезию к цементному камню и горной породе, сложенной терригенными и карбонатными коллекторами, а также снизить вязкость, обеспечивающую проникновение в пористую среду. 3 с.п. ф-лы, 4 табл., 1 ил.

Формула изобретения RU 2 215 009 C2

1. Состав для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа и отвердитель, отличающийся тем, что в качестве отвердителя состав содержит композиционный отвердитель, включающий формалин и гидроксид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Фенолоформальдегидная смола - 30-90
Формалин - 8-60
Гидроксид натрия - 2-10
2. Состав для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа и отвердитель, отличающийся тем, что в качестве отвердителя состав содержит композиционный отвердитель, включающий формалин и гидроксид натрия, и дополнительно - многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей этиленгликоль, диэтиленгликоль, глицерин, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Фенолоформальдегидная смола - 30-85
Формалин - 8-60
Гидроксид натрия - 2-10
Многоатомный спирт - 5-20
3. Состав для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа и отвердитель, отличающийся тем, что в качестве отвердителя состав содержит композиционный отвердитель, включающий формалин и гидроксид натрия, и дополнительно - наполнитель, выбранный из группы, включающей древесную муку, цемент, глинопорошок, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Фенолоформальдегидная смола - 30-85
Формалин - 8-60
Гидроксид натрия - 2-10
Наполнитель - 1-10

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2003 года RU2215009C2

ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 1998
  • Котельников В.А.
  • Смирнов А.В.
  • Захаренко Л.Т.
  • Персиц И.Е.
  • Уразаев И.З.
  • Осипов В.Л.
RU2147332C1
Тампонажный состав 1979
  • Петросян Альфред Апресович
  • Сулейманов Искендер Алекпер
  • Алиева Нина Сидоровна
SU819304A1
КНОП А
и др
Фенольные смолы и материалы на их основе
- М.: Химия, 1983, с.58-60
НИКОЛАЕВ А.Ф
Синтетические полимеры и пластические массы на их основе
- М.-Л.: Химия, 1964, с.443-444
ПОЛИМЕРНАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ПОЛЫХ МИКРОСФЕР 1995
  • Жигалов В.Г.
  • Реусова Л.А.
  • Крупнов Б.Н.
  • Крупнов А.Н.
RU2110537C1

RU 2 215 009 C2

Авторы

Старкова Н.Р.

Кузьмина Ю.В.

Даты

2003-10-27Публикация

2001-07-31Подача