СПОСОБ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2016 года по МПК C09K8/44 E21B33/138 C04B26/02 

Описание патента на изобретение RU2600576C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.

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.

Недостатком тампонажного материала является то, что он обладает высокой вязкостью, высокой проникающей способностью и пригоден только для изоляционных работ при высокой приемистости скважины.

В изобретении решается задача повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

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.

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.

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].

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.

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.

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%.

При определения компонентного и процентного состава тампонажного материала определяющим фактором служит температура и приемистость в зоне ремонта.

Границы температурного диапазона установлены в следующих пределах:

- в диапазоне от -5 до 80°С смола используется в композиции с отвердителем процесса в количестве 5-25%;

- в диапазоне от 80 до 110°С смола используется в композиции с 50%-ным отвердителем процесса в количестве 0-10%.

В качестве отвердителя может быть использован, например, раствор серной, соляной, п-толуолсульфокислоты, щавелевой кислоты.

При необходимости загущения материала вводят загустители, например водорастворимые полимеры типа полиакриламида, сополимера винилацетата и этилена, эфиры целлюлозы, например метилгидроксипропилцеллюлозу, оксиэтилцеллюлозу и т.п.

При необходимости снижения пенообразования материала вводят пеногасители типа полисилоксана.

При необходимости наполнения материала вводят наполнители типа кварцевого песка, древесной муки и пр.

Примеры конкретного выполнения

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Похожие патенты RU2600576C1

название год авторы номер документа
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
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 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
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
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
ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2019
  • Силин Михаил Александрович
  • Магадова Любовь Абдулаевна
  • Малкин Денис Наумович
  • Лужецкий Андрей Вячеславович
  • Шидгинов Залим Асланович
RU2732174C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ 2008
  • Румянцева Елена Александровна
  • Козупица Любовь Михайловна
RU2370630C1
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ 2007
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Вашетина Елена Юрьевна
RU2330934C1

Реферат патента 2016 года СПОСОБ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины. Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах включает расслоение фенолоформальдегидной смолы путем ее выдержки не менее суток до появления на ее поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. После чего в части верхнего слоя, содержащей 5-10% от объема указанной смолы, растворяют 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы. Затем осуществляют перемешивание растворенной части верхнего слоя с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, в котором предварительно растворяют эпоксикарбазолилпропан в количестве 10-20% от массы исходной фенолоформальдегидной смолы, с последующим добавлением отвердителя. 2 з.п. ф-лы, 5 пр.

Формула изобретения RU 2 600 576 C1

1. Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий расслоение фенолоформальдегидной смолы путем ее выдержки не менее суток до появления на ее поверхности жидкого слоя с последующим отделением нижнего осевшего и верхнего слоев, после чего в части верхнего слоя, содержащей 5-10% от объема указанной смолы, растворяют 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы, а затем осуществляют перемешивание растворенной части верхнего слоя с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, в котором предварительно растворяют эпоксикарбазолилпропан в количестве 10-20% от массы исходной фенолоформальдегидной смолы, с последующим добавлением отвердителя.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед добавлением отвердителя в тампонажный материал вводят загуститель.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед добавлением отвердителя в тампонажный материал вводят наполнитель.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2016 года RU2600576C1

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
Полимерный тампонажный состав 1986
  • Исакова Алевтина Георгиевна
  • Ветошкина Тамара Васильевна
  • Аубакиров Марат Тлеубаевич
  • Лиманов Есенгали Лиманович
  • Мужецкий Александр Юрьевич
  • Танатаров Тулеужан Танатарович
SU1432192A1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРОЯВЛЯЮЩИХ ПЛАСТОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИНЫ 2013
  • Фаткуллин Рашад Хасанович
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Жиркеев Александр Сергеевич
RU2526061C1
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
Полимерный состав для проведения изоляционных работ в скважине 1989
  • Лядов Борис Сергеевич
SU1730434A1
US 6065539 A, 23.05.2000.

RU 2 600 576 C1

Авторы

Малышев Михаил Владимирович

Даты

2016-10-27Публикация

2015-08-04Подача