Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины

Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам на основе полимерных композиций, отверждаемых в пластовых условиях для изоляции и ограничения водопритока, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Известны составы для изоляции и ограничения водопритоков на основе синтетических смол, отверждаемых в пластовых условиях (Ивачев Л.И. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. М., Недра 1989. С. 156).

Недостатком известных способов изоляции являются температурные ограничения по их использованию ввиду быстрых сроков отверждения составов.

Известен полимерный тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине на основе карбамидоформальдегидной смолы и алюмохлорида в качестве отвердителя (авторское свидетельство №1763638, МПК Е21В 33/138).

Недостатком известного состава является 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. Также недостатком известного состава изоляции являются температурные ограничения по их использованию ввиду быстрых сроков отверждения составов.

Известен полимерный тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах на основе карбамидоформальдегидной смолы, кремнефтористой кислоты или ее натриевой соли, смеси спирта из группы С-С₄ с водой или воды (патент РФ №2167267, МПК Е21 В 33/138).

Недостатками известного полимерного тампонажного состава являются низкие прочностные характеристики формируемого полимерного камня, необходимость применения разных отвердителей для “холодных” и “горячих” скважин, следствием чего являются температурные ограничения в применении состава.

Известен состав (патент РФ №2426866, МПК E21B33/138), включающий карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель и наполнитель.

Недостатком известного состава является недостаточная обоснованность выбора отвердителя, который вопреки заявленным задачам изобретения по снижению коррозионной активности за счет разработки способа некислотного отверждения карбамидоформальдегидной смолы все равно является кислотным; ограниченность температурного интервала применения состава (не более 60°С); наличие дисперсного наполнителя, что снижает применимость состава по проницаемости.

Известен полимерный тампонажный состав (патент РФ №2248441, МПК E21B33/138), включающий карбамидоформальдегидную смолу, гидролизующийся отвердитель, препарат поверхностно-активный и растворитель.

Недостатком известного состава является наличие в составе воды, что приводит к усадке образующегося тампонажного материала, а также наличие в составе токсичного хлорорганического соединения (продукт 119-204).

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины (патент РФ №2348674, MПK C09K 8/512), содержащий карбамидоформальдегидную смолу, поверхностно-активное вещество (ПАВ), натуральный или синтетический каучук, инициатор полимеризации и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- карбамидоформальдегидная смола- 20,0-70,0;

- ПАВ или их смесь - 0,5-4,0;

- натуральный или синтетический каучук или их смесь - 0,05-50,0;

- инициатор полимеризации - 0,5-10,0;

- вода - остальное.

Недостатком известного состава являются низкие сроки отверждения состава при температурах свыше 40°С, что сужает температурный интервал применения состава, создает риски преждевременного отверждения при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах; усадка образующегося тампонажного материала вследствие использования для отверждения состава гидроксохлористого алюминия, содержащего значительные количества воды.

Задачей изобретения является повышение эффективности состава для изоляции и ограничения водопритока за счет улучшения технологических параметров закачиваемого и отвержденного тампонажного материала, расширение (до 150⁰С) температурного интервала применения, повышение управляемости и контролируемости процесса отверждения карбамидоформальдегидной смолы.

Поставленная задача достигается тем, что состав для изоляции и ограничения водопритоков в скважины содержит карбамидоформальдегидную смолу, сополимеризатор, растворитель и инициатор полимеризации, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- смола карбамидоформальдегидная - 50,0-95,0;

- сополимеризатор- 4,0-45,0;

- растворитель- 0,5-20,0;

- инициатор полимеризации- 0,5-5,0.

В качестве карбамидоформальдегидной смолы может использоваться любая смола, представляющая собой продукт поликонденсации карбамида с формальдегидом, например марок «КФЖ» (ГОСТ 14231-80), «КФМТ-15» (ТУ 6-06-12-88), «Резойл К-1» (ТУ 2221-637-55778270-2004). Применяемая карбамидоформальдегидная смола представляет собой однородную белого цвета суспензию. После смешения карбамидоформальдегидной смолы с другими компонентами состава через определенное время происходит отверждение состава с образованием твердой резиноподобной непроницаемой тампонажной массы.

В качестве сополимеризатора может использоваться этилсиликат, тетраэтоксисилан, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) или ее натриевая соль - натрий-карбоксиметилцеллюлоза (Na-карбоксиметилцеллюлоза), например КМЦ марок КМЦ-250, КМЦ-350, КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, поливинилацетат и его эмульсия в воде, крахмал, поливиниловый спирт, сополимеры винилацетата и винилового спирта. Введение сополимеризаторов позволяет гибко регулировать структурно-механические свойства образующейся тампонажной массы, в зависимости от геолого-технической обстановки в конкретной скважине и требований к состоянию тампонажной массы.

В качестве растворителя используются кетоны, спирты, в том числе многоатомные, например этиленгликоль, низкомолекулярный полиэтиленоксид (полиэтиленгликоль), например марок ПЭГ-200, ПЭГ-300, ПЭГ-400, ПЭГ-600, а также их смеси. Введение растворителя позволяет регулировать как фильтрационные характеристики состава, так и сроки его отверждения, а также расширяет температурный интервал применения состава до 150°С.

В качестве инициатора полимеризации используются водные растворы органических и неорганических кислот, например соляной, сульфаминовой, уксусной, лимонной, щавелевой, акриловой с массовой концентрацией от 1 до 20%. Использование растворов различных кислот с различной концентрацией позволяет гибко регулировать уровень рН, необходимый для отверждения состава в зависимости от конкретных геолого-технических условий, в частности температуры. Это позволяет достичь высокой степени контроля над поведением состава при проведении ремонтно-изоляционных работ, что повышает надежность и эффективность их проведения. Кроме того, возможность использования разбавленных растворов кислот позволяет существенно расширить температурный интервал применяемого состава до 150°С, что позволяет использовать карбамидоформальдегидную смолу для проведения ремонтно-изоляционных работ на высокотемпературных скважинах, что ранее было невозможно.

Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления изобретения.

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 водной дисперсии поливинилацетата. После растворения водной дисперсии поливинилацетата, продолжавшегося 5 мин, постепенно добавили 20 г полиэтиленгликоля и затем постепенно при перемешивании в течение 3 мин добавили 3,0 г 5% раствора соляной кислоты.

Полученную суспензию поместили в термошкаф с температурой 40°C и периодически наблюдали за изменением консистенции тампонажного состава. Время потери текучести определяли от момента смешения компонентов до момента потери подвижности по отсутствию смещения меникса при наклоне емкости с реакционной смесью. Время полного отверждения определяли по отсутствию продавливания тампонажного материала при нажатии иглой.

Потеря текучести наступила через 3 часа, а полное отверждение состава произошло за 12 часов, причем затвердевание образца происходило без усадки. Образовавшийся камень обладает удовлетворительными прочностными свойствами, высокой химической стойкостью в минерализованной воде.

Примеры 2-10

По методике, описанной в примере 1, готовили полимерные тампонажные композиции и в интервале температур 20-150°C были установлены составы с приемлемыми для РИР режимами потери текучести и отверждения тампонажного камня. Приведенные в таблице данные показывают, что время перехода разработанного полимерного тампонажного состава в нетекучее состояние в интервале рабочих температур 20-150°C составляет от 2 до 8 ч, что является достаточным для приготовления композиции, закачки и ее продавки.

Полученные результаты приведены в таблице 1.

По методике, описанной в примере 1, готовили полимерные тампонажные композиции. При этом было установлено, что в интервале температур 20-150°C с содержанием компонентов за пределами установленного соотношения, они обладают либо неудовлетворительными прочностными качествами, либо приводят к неконтролируемому отверждению состава, либо, наоборот, к отсутствию отверждения состава (примеры 11 - 19).

Полученные результаты приведены в таблице 2.

Пример 20

Для проведения РИР в зоне нарушения эксплуатационной колонны, негерметичности цементного кольца или отключаемого пласта необходимое соотношение компонентов для приготовления тампонажного раствора выбирается в зависимости от температуры зоны изоляции. В мернике цементировочного агрегата ЦА-320 приготавливают раствор в следующей последовательности операций: из емкости со смолой перекачивают ее необходимое количество, при постоянном перемешивании в нее добавляют сополимеризатор, растворитель и далее инициатор полимеризации. Перемешивание продолжают до образования однородной жидкости.

Приготовленный тампонажный состав по насосно-компрессорной трубе (НКТ) закачивают в зону нарушения, и скважина закрывается на 12 -24 часов для отверждения. Затем производится освоение и запуск скважины в эксплуатацию.

Таким образом, предлагаемый полимерный тампонажный состав соответствует качественным показателям, позволяющим применять его для проведения РИР при эксплуатации и бурении низкотемпературных скважин.

1. Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий карбамидоформальдегидную смолу и инициатор полимеризации, отличающийся тем, что он дополнительно содержит сополимеризатор и растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:смола карбамидоформальдегидная 50,0-95,0,сополимеризатор 4,0 - 45,0,растворитель 0,5 - 20,0,инициатор полимеризации 0,5-5,0.

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимеризатора содержит этилсиликат, или тетраэтоксисилан, или карбоксиметилцеллюлозу, или ее натриевую соль - натрий-карбоксиметилцеллюлозу, в том числе КМЦ марок КМЦ-250, КМЦ-350, КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, или поливинилацетат, или его эмульсию в воде, или крахмал, или поливиниловый спирт, или сополимеры винилацетата, или сополимеры винилового спирта.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворителя содержит кетоны или спирты, в том числе многоатомные, такие как этиленгликоль, или низкомолекулярный полиэтиленоксид марок ПЭГ-200, ПЭГ-300, ПЭГ-400, ПЭГ-600, или их смеси.

4. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве инициатора полимеризации содержит водные растворы органических и неорганических кислот, в том числе соляной, или сульфаминовой, или уксусной, или лимонной, или щавелевой, или акриловой с массовой концентрацией от 1 до 20%.