ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОГАЗОВЫХ ПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ГАЗОВЫХ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2015 года по МПК C09K8/44 E21B33/138 

Описание патента на изобретение RU2559997C2

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Известен полимерный тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах на основе карбамидоформальдегидной смолы и алюмохлорида в качестве отвердителя [а.с. № 1763638 СССР, МПК E21B 33/138, опубл. 23.09.92]. Известный состав имеет следующие недостатки: короткий срок отверждения при 25°C (до 90 мин), что не позволяет применять его в условиях высоких пластовых температур (40-100°C); значительная усадка твердого камня, обусловленная применением высоких концентраций отвердителя - раствора алюмохлорида (до 50 мас.%), содержащего 70% воды, не участвующей в отверждении смолы и выделяющейся из нее при отверждении.

Известен полимерный тампонажный состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных, газовых низкотемпературных скважинах на основе карбамидоформальдегидной смолы и нитрилтриметилфосфоновой кислоты (НТФ) в качестве кислотного отвердителя [RU №2439119 C2, МПК C09K 8/44 (2006. 01), опубл. 10.01.2012].

Недостатком известного тампонажного состава является то, что сроки схватывания и загустевания смеси ограничены в температурном диапазоне от 20 до 55°C, но более 70% случаев газоводопритоки в скважинах имеются при температурах от 56 до 120°C.

Наиболее близким по технической сущности является полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения, содержащий карбамидоформальдегидную смолу (КФС), кислотный отвердитель и растворитель [а.с. 1620610 СССР, МПК E21B 33/138, опубл. 15.01.1991]. В качестве кислотного отвердителя используют аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди, в качестве растворителя кислотного отвердителя используют воду, кроме этого состав дополнительно содержит наполнитель сульфат бария, при следующем соотношении компонентов, масс.%: карбамидоформальдегидная смола - 50,0; аддукт полиэтиленимина и меди сернокислой - 0,5-2,0; барит - 48,0-49,5; вода - остальное.

Известный полимерный тампонажный состав обладает регулируемыми сроками схватывания и загустевания в интервале температур 80-120°C. При давлении 5-80 МПа происходит значительное (до 26,6-73,4%) расширение раствора. Камень на основе КФС обладает высокой прочностью, коррозионной стойкостью, низкой газопроницаемостью. Состав можно использовать для изоляции зон поглощений бурового раствора, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонных перетоков.

Недостатками известного полимерного тампонажнного состава является дефицит кислотного отвердителя - аддукта полиэтиленимина, который не является товарным продуктом, а синтезируется в лабораторных условиях. Для его синтеза требуется дорогостоящее сырье - полиэтиленимин, растворители - диметилформамид, ацетон. Синтез отвердителя в лаборатории не гарантирует постоянства его состава, времени отверждения смолы КФС и качества образующегося твердого полимера. Кроме того, известный полимерный тампонажный состав по своим свойствам может использоваться только в узком температурном диапазоне от 80 до 120°C. Таким образом, этот состав не обладает свойствами, позволяющими использовать его для ремонтно-изоляционных работ в широком диапазоне температур от 56 до 120°C.

Таким образом, в настоящее время возникает проблема необходимости создания тампонажного состава с подбором эффективного отвердителя без перечисленных недостатков с использованием отвердителя из широко доступного сырья, не дорогого, безопасного в использовании, обеспечение свойств состава, позволяющих широко использовать его для ограничения водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ при пластовых скважинных условиях в диапазоне температур от 56 до 120°C.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в увеличении температурного диапазона применяемого тампонажного состава, повышении его прочности и возможности регулирования плотности.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном полимерном тампонажном составе для изоляции водогазопритоков в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах, включающим карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, наполнитель, особенностью является то, что в качестве кислотного отвердителя используют 30% водный раствор меди сернокислой, а в качестве наполнителя для повышения прочности и регулирования плотности применяют инертный наполнитель, при следующем соотношении компонентов, масс. %: карбамидоформальдегидная смола - 50; указанный раствор меди сернокислой - 0,5-3,0; инертный наполнитель - 49,5-47,0.

Заявляемый тампонажный состав включает доступный безопасный отвердитель, причем его прочность не снижается, а наоборот повышается за счет возможности использования доступных инертных наполнителей с регулированием его плотности. Использование в качестве отвердителя 30% водного раствора меди сернокислой (ОВТ) позволяет полученному составу (ПТС) использовать его для водогазоизоляционных работ в диапазоне пластовых температур от 56 до 120°C. Добавление к тампонажному составу инертных наполнителей, таких как древесная мука, барит, древесные опилки, асбест, крахмал, декстрин, рисовая шелуха, фосфогипс, повышают прочность и регулируют плотность (в зависимости от наполнителя - повышается или понижается).

Применяемая карбамидоформальдегидная смола представляет собой однородную белого цвета суспензию по ГОСТ 14231-88, марка КФ-Ж. Применяемый отвердитель - медь сернокислая (медный купорос) ГОСТ 19347-99, химическая формула: CuSO4*H2O. Медь сернокислая представляет собой кристаллы синего цвета, неприятного металлического вкуса. На воздухе несколько выветривается, хорошо растворима в воде и разбавленном спирте, нерастворима в абсолютированном спирте, водные растворы имеют слабокислую реакцию.

Инертные наполнители обычно представляют собой тонкоизмельченные материалы, добавляемые в сырье для придания изделиям ценных свойств: прочности, крепости, компактности, изменения плотности, сопротивления истиранию, большего или меньшего веса (отяжелители и легковесные наполнители), сыпучести, большей или меньшей влагоемкости и др. Они обычно инертны и не вступают в реакции с компонентами основной смеси.

Состав и свойства предлагаемого полимерного тампонажного раствора и камня в сравнении с известным прототипом, в табл.1.

Из приведенной таблицы видно, что температурный диапазон предлагаемого состава увеличился по сравнению с прототипом и составил от 56 до 120°C, время начала загустевания (потеря подвижности) составила от 40 минут до 4 часов, что является приемлемым для РИР, прочность и расширение в объеме при повышении температуры соответствует требованиям к аналогичным изоляционным материалам.

Сравнение предлагаемого тампонажного полимерного состава с прототипом показало наличие нового качественного и количественного тампонажного состава с использованием в качестве кислотного отвердителя меди сернокислой.

Практический пример использования предлагаемого полимерного тампонажного состава в скважине 13801 Самотлорского месторождения, в которой в интервале 1819-1824 м по геофизическим данным обнаружена негерметичность в 146-мм эксплуатационной колонне. Температура в интервале негерметичности составила 60°C. При проверке приемистость негерметичности составила 140 м3/сут при давлении 10 МПа, цементный раствор в таких условиях закачать невозможно, поэтому предложено использовать полимерный тампонажный состав на основе КФС. Для проведения изоляционных работ в мернике цементировочного агрегата ЦА-320 было приготовлено 1 м3 тампонажного состава в следующей последовательности: из бочек перекачали 0,9 м3 смолы КФС, в нее добавили 80 кг древесной муки в качестве наполнителя, смесь тщательно перемешали насосом; далее в приготовленную смесь добавили 30 литров водного раствора отвердителя меди сернокислой. Приготовленный тампонажный состав первоначально закачали в насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные на глубину 1810 м, при открытом затрубном пространстве, далее в НКТ закачали 4,4 м3 продавочной жидкости при давлении 10 МПа, далее закрыли затрубную задвижку и продавили 1 м3 тампонажного состава в интервал негерметичности с расчетом оставления тампонажного стакана в колонне на глубине 1810 м. Произвели срезку обратной промывкой и подняли НКТ до глубины 1740 м и оставили скважину на затвердевание на 8 часов. После определили «голову» стакана затвердевшего тампонажного состава на глубине 1815, разбурили стакан, в интервале 1815-1824 м, опрессовали эксплуатационную колонну давлением 10 МПа, установили герметичность. Скважину после РИР освоили и запустили в работу.

Таким образом, предлагаемый тампонажный полимерный состав соответствует качественным показателям, позволяющим применять его для проведения РИР при эксплуатации и бурении скважин, в том числе по ограничению водогазопритоков с отключением высокопроницаемых водоносных интервалов пластов методами глубокого блокирования, основанными на закачивании больших объемов изоляционных материалов.

Использование предлагаемого состава обеспечит качество, повышение эффективности РИР за счет регулирования времени его отверждения в широком диапазоне изменения пластовых температур от 56 до 120°C и увеличение прочности тампонажного камня с выбором оптимальной плотности.

Похожие патенты RU2559997C2

название год авторы номер документа
БЫСТРОСХВАТЫВАЮЩАЯ ТАМПОНАЖНАЯ СМЕСЬ (БСТС) ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОГАЗОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИНАХ 2010
  • Абдурахимов Низамидин Абдурахимович
  • Апасов Тимергалей Кабирович
  • Юсулбеков Ахмеджан Хакимович
  • Апасов Гайдар Тимергалеевич
RU2439119C2
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОГАЗОПРИТОКОВ С ВОССТАНОВЛЕНИЕМ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН 2013
  • Апасов Гайдар Тимергалеевич
  • Апасов Тимергалей Кабирович
  • Кузяев Эльмир Саттарович
  • Апасов Ренат Тимергалеевич
RU2539047C1
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В НЕОДНОРОДНЫХ, ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ, ПОРИСТЫХ И ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ, НИЗКО- И ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ 2013
  • Апасов Гайдар Тимергалеевич
  • Апасов Тимергалей Кабирович
  • Мухаметшин Вадим Габдулович
  • Сахипов Дамир Мидхатович
  • Апасов Ренат Тимергалеевич
RU2528805C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2013
  • Апасов Тимергалей Кабирович
  • Газизов Альберт Робертович
  • Апасов Гайдар Тимергалеевич
RU2536070C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 2004
  • Апасов Тимергалей Кабирович
  • Канзафаров Фидрат Яхьяевич
  • Леонов Василий Александрович
  • Апасов Ренат Тимергалеевич
RU2270913C2
КОМПЛЕКСНЫЙ СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ С ПРИМЕНЕНИЕМ УСТЬЕВЫХ ЭЖЕКТОРОВ 2012
  • Апасов Гайдар Тимергалеевич
  • Апасов Тимергалей Кабирович
  • Ананьев Вячеслав Анатольевич
  • Мухаметшин Вадим Габдулович
  • Сахипов Дамир Мидхатович
  • Апасов Ренат Тимергалеевич
RU2512150C2
Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения 1988
  • Абдурахимов Низамидин
  • Джалилов Абдулахат Турапович
  • Файзиев Шухрат Гулаганович
  • Самигов Нигматджон Абдурахимович
  • Эркинов Абдухаким Содирович
  • Лыков Евгений Александрович
SU1620610A1
СПОСОБ ВИБРОВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ЦЕЛЬЮ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ РАЗРЫВОМ ПЛАСТА 2021
  • Апасов Тимергалей Кабирович
  • Апасов Гайдар Тимергалеевич
  • Грачев Сергей Иванович
  • Шаталова Наталья Васильевна
  • Апасов Ренат Тимергалеевич
RU2778117C1
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ 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
RU2426866C1
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ 2000
  • Павлычев В.Н.
  • Уметбаев В.Г.
  • Емалетдинова Л.Д.
  • Прокшина Н.В.
  • Стрижнев К.В.
  • Камалетдинова Р.М.
  • Стрижнев В.А.
  • Назметдинов Р.М.
  • Мерзляков В.Ф.
  • Волочков Н.С.
RU2167267C1

Реферат патента 2015 года ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОГАЗОВЫХ ПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ГАЗОВЫХ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C. Полимерный тампонажный состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах включает 50 мас.% карбамидоформальдегидной смолы, 0,5-3,0 мас.% кислотного отвердителя в виде 30% водного раствора меди сернокислой, 47,0-49,5 мас.% инертного наполнителя для повышения прочности и регулирования. Техническим результатом является увеличение температурного диапазона применяемого тампонажного состава, повышение его прочности и возможность регулирования плотности. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Формула изобретения RU 2 559 997 C2

1. Полимерный тампонажный состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах, включающий карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, наполнитель, отличающийся тем, что в качестве кислотного отвердителя используют 30% водный раствор меди сернокислой, а в качестве наполнителя для повышения прочности и регулирования плотности применяют инертный наполнитель, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
карбамидоформальдегидная смола 50 указанный раствор меди сернокислой 0,5-3,0 инертный наполнитель 47,0-49,5

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве инертного наполнителя используют древесную муку или древесные опилки, или асбест, или крахмал, или декстрин, или рисовую шелуху, или фосфогипс, или кварцевый песок, или андезит.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2015 года RU2559997C2

Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения 1988
  • Абдурахимов Низамидин
  • Джалилов Абдулахат Турапович
  • Файзиев Шухрат Гулаганович
  • Самигов Нигматджон Абдурахимович
  • Эркинов Абдухаким Содирович
  • Лыков Евгений Александрович
SU1620610A1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2010
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Калинин Евгений Серафимович
RU2446270C1
БЫСТРОСХВАТЫВАЮЩАЯ ТАМПОНАЖНАЯ СМЕСЬ (БСТС) ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОГАЗОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИНАХ 2010
  • Абдурахимов Низамидин Абдурахимович
  • Апасов Тимергалей Кабирович
  • Юсулбеков Ахмеджан Хакимович
  • Апасов Гайдар Тимергалеевич
RU2439119C2
Аппарат для получения токов Ледюка 1929
  • Иванов И.И.
SU22164A1
CN 101602939 А, 16.12.2009

RU 2 559 997 C2

Авторы

Апасов Тимергалей Кабирович

Абдурахимов Низамидин Абдурахимович

Апасов Гайдар Тимергалеевич

Апасов Ренат Тимергалеевич

Даты

2015-08-20Публикация

2013-12-27Подача