состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах (варианты)

Формула изобретения

1. Состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа СФЖ-3027Б, резорцин, отличающийся тем, что при изоляции в интервале температур 30-50°С он дополнительно содержит 40%-ный формалин и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б	100
Резорцин	5-10
ФХЛС-М	5-10
Указанный формалин	5-10

2. Состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа СФЖ-3027Б, резорцин, отличающийся тем, что при изоляции в интервале температур 55-85°С он дополнительно содержит феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б	100
Резорцин	5-10
ФХЛС-М	5-10

3. Состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа СФЖ-3027Б, резорцин, отличающийся тем, что при изоляции в интервале температур 100-115°С он дополнительно содержит фурфуролформальдегидную смолу КФ-90 и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б	40-67
Фурфуролформальдегидная смола КФ-90	33-60
Резорцин	2-3,5
ФХЛС-М	1-2

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи за счет проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах с целью снижения обводненности добываемой продукции. Изобретение также может быть использовано при защите конструкций и сооружений от воздействия влаги.

К настоящему времени предложено и запатентовано более сотни реагентов и композиций для изоляции, которые могут быть классифицированы по разным принципам. Наиболее широко применяемыми тампонажными материалами являются цементные растворы (Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: «Недра», 1966).

Однако зачастую использование стандартных цементных растворов для ограничения притока воды не может быть эффективным вследствие:

- низкой фильтруемости и невозможности проникновения в пласт на достаточную глубину (дисперсности);

- высокой плотности, что может вызвать поглощение и гидроразрыв пласта;

- высокой фильтроотдачи (ухудшение подвижности раствора, кольматации продуктивной зоны и усложнения освоения скважины);

- низкой ударной прочности (растрескивание камня при повторной перфорации);

- низкой коррозионной стойкости и др.

В последнее время для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные тампонажные составы, обладающие небольшой плотностью, хорошей адгезией к металлу и к породе коллектора, устойчивостью к коррозии, высокой фильтрационной способностью. Так на основе фенолоформальдегидной смолы резольного типа СФЖ-3016 разработан тампонажный состав, содержащий композиционный отвердитель некислотного типа (формалин + щелочь) и обладающий высокой адгезией к цементному камню и к горной породе (Старкова Н.Р., Кузьмина Ю.В. Состав для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины. Пат. РФ № 2215009).

Однако температурный интервал применения известного состава не превышает 80°С, что ограничивает его использование в качестве изоляционного материала для высокотемпературных скважин (90-115°С). Кроме того, для снижения вязкости исходной смолы СФЖ-3016, достигающей 450 мПа·с, в композицию необходимо дополнительно вводить до 10% многоатомного спирта.

Наиболее близким к заявляемому тампонажному составу является тампонажный раствор на основе фенолоформальдегидной смолы резольного типа марки СФЖ-3027Б (ГОСТ 209007-75), содержащий сшивающие агенты, активатор, пенообразующие добавки и наполнитель (Котельников В.А., Смирнов А.В., Захаренко Л.Т., Персиц И.Е., Уразаев И.З., Осипов В.Л. Тампонажный материал для изоляции водопротоков в нефтяных и газовых скважинах. Пат. РФ № 2147332). Однако данный состав обладает рядом недостатков, ограничивающим его применение:

- сшивающими агентами являются кислоты как неорганические (соляная, серная, фосфорная), так и органические (щавелевая, лимонная кислоты, n-толуолсульфокислота), оказывающие отрицательное влияние на прочность цементного камня и на коррозию металла обсадной трубы;

- введение в композицию пенообразующих добавок приводит к снижению механической прочности отвержденного тампонажного камня, а без пенообразующих добавок (углекислый аммоний, сульфонол и др.) усадка тампонажного состава может достигать 10-15%;

- диапазон рабочих температур при некаталитическом, термическом отверждении товарной смолы СФЖ-3027Б с временами текучести, необходимыми для проведения РИР в скважинах (2-4 часа), не превышает 60-100°С, что недостаточно для проведения изоляционных работ в высокотемпературных скважинах (90-115°С).

Техническим результатом настоящего изобретения является разработка способов некислотного отверждения фенолоформальдегидной смолы СФЖ-3027Б, взятой за основу тампонажной композиции, снижение усадки и расширение температурной области ее применения в эксплуатационных скважинах.

Технически результат достигается тем, что состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, содержащий фенолоформальдегидную смолу резольного типа СФЖ-3027Б, резорцин, согласно изобретению, при изоляции в интервале температур 30-50°С он дополнительно содержит 40%-ный формалин и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):

Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б	100
Резорцин	5-10
ФХЛС-М	5-10
Указанный формалин	5-10

При изоляции в интервале температур 55-85°С он дополнительно содержит феррохромлигносульфонат - ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):

Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б -	100
Резорцин	5-10
ФХЛС-М	5-10

В интервале температур 100-115°С он дополнительно содержит фурфуролформальдегидную смолу КФ-90 и феррохромлигносульфонат - ФХЛС-М при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):

Фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б	40-67
Фурфуролформальдегидная смола КФ-90	33-60
Резорцин	2-3,5
ФХЛС-М	1-2

К особенностям поведения разработанных составов по сравнению с прототипом следует отнести расширенный температурный диапазон применения, отсутствие отделения воды при термическом отверждении (синерезис), нейтральный или слабощелочной характер реакционной смеси, позволяющий применять тампонажные композиции на любых, в том числе и на карбонатных коллекторах. Для увеличения сопротивления ударным нагрузкам композиция может быть пластифицирована 5-10 процентами древесной муки М 170, белой сажи БС 120 или резиновой крошки.

Применимость тампонажной композиции для проведения РИР оценивали по временам текучести, достаточным для проведения работ в скважинах (2-4 часа) и по временам полного отверждения состава.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1, вес.ч.

В реакционную емкость, содержащую 100 смолы СФЖ-3027Б, при постоянном перемешивании загружают 10 резорцина и 5 лигносульфоната ФХЛС и после полного растворения добавляют 10 формалина. Содержимое помещают в термостат с температурой 30°С и периодически контролируют состояние реакционной смеси. Визуально определяют время потери текучести ( _п.тек.) и время полного отверждения ( _отв.).

Примеры 2-3

Приготовление тампонажного состава и определение параметров потери текучести и полного отверждения при температурах 40 и 50°С проводят аналогично примеру 1. Полученные результаты примеров 1-3 приведены в таблице 1.

Таблица 1
Режимы отверждения тампонажного состава при температурах 30-50°С
№ примера	Состав, вес.ч.	Температура, °С	п.тек., час-мин	отв., час-мин
1	СФЖ-3027Б, 75	30	3-45	48
2	резорцин,10;	40	1-50	37
3	ФХЛС, 5;	50	0-45	24
	формалин, 10;

Для снижения высокой скорости загустевания состава примера 3 концентрация формалина была снижена до 5%. В этом случае время потери текучести составило 2,0 часа.

Примеры 4-10

В интервале температур 55-85°С рецептуру тампонажного состава устанавливали по достижении _п.тек. не менее 2-х часов. Полученные результаты приведены в таблице 2.

При подборе рецептуры тампонажного состава, способного в скважинных условиях при температурах 85-110°С к термическому отверждению, были выбраны два полимерных продукта: фенолоформальдегидная смола и фурфуролформальдегидная смола КФ-90 (производство Новомосковского завода). Количество резорцина и ФХЛС в композиции было сведено к минимуму и не превышало 1-3,5%.

Таблица 2
Определение состава тампонажной композиции, применяемой при температурах эксплуатации 55-85°С
№ примера	Рецептура, мас.%	Температура, °С	п.тек., час	отв., час
СФЖ-3027Б	Резорцин	ФХЛС
4	100	10	10	55	15	48
5	100	10	9	60	9	48
6	100	10	-	65	7	30
7	100	6	5	70	6	24
8	100	5	5	75	5	24
9	100	5	5	80	3,5	24
10	100	5	5	85	2,4	24

При проведении изоляционных работ в скважинах с повышенной температурой эксплуатации критерием применимости тампонажного состава является время потери текучести, которое, как указывалось выше, не должно быть меньше 2-х часов.

В таблице 3 приведены результаты по термическому отверждению смеси двух смол резольного типа в зависимости от состава композиции и температуры.

Таблица 3
Влияние состава тампонажной композиции на изменение текучести при температуре 100-115°С
№ примера	Рецептура, вес.ч.	Температура, °С	п.тек., час-мин
СФЖ-3027Б	КФ-90	Резорцин	ФХЛС-М
11	40	60	3,5	2	100	3-40
12	50	50	3,5	2	100	2-20
13	56	44	3,0	2	100	2-00
14	67	33	2,5	2	100	1-30
15	40	60	2,0	1	110	2-30
16	40	60	2,0	1	115	1-50

Как видно из приведенных данных таблицы 3, повышение содержания фурфуролформальдегидной смолы КФ-90 приводит к увеличению времени загустевания смеси, что позволяет применять такой состав в скважинных условиях вплоть до температуры 115°С. Дальнейшее снижение содержания в композиции СФЖ-3027Б (меньше 40%) приводит к заметному снижению прочностных характеристик отвержденного камня, что является нежелательным.

Прочностные характеристики изолирующих составов определяли стандартными методами. После отверждения образцы выдерживали под водой 48 часов и определяли прочность на сжатие и усадку. Выдержка образцов под водой необходима для того, чтобы содержащаяся в решетке отвержденного камня вода вследствие гистерезиса не выпотевала из образца. Необходимо отметить, что в скважинных условиях при высоком давлении выпотевание воды из отвержденного изоляционного материала не происходит. Свойства отвержденных составов приведены в таблице 4.

Таблица 4
Физико-механические свойства отвержденных тампонажных составов
№ примера*	Наполнитель, вес.%	Прочность при сжатии, МПа	Адгезия к металлу, МПа	Усадка, %
1	-	1,8	1,95	1,5
1-1	Древесная мука М-70, 7	2,1	2,0	0
4	-	2,0	1,4	1,0
4-1	Белая сажа БС-120, 5	2,5	1,85	-
4-2	Резиновая крошка, 10	-	1,5	0
11	-	1,4	-	0,5
14	-	2,0	-	-
* компонентный состав и температурные условия отверждения опытов приведены в таблицах 1-3.

Из таблицы видно, что введение наполнителя повышает прочность отвержденного изолирующего материала, снижает усадку и в присутствии в композиции древесной муки и белой сажи несколько увеличивает адгезию к металлу.

Анализ результатов лабораторных исследований показал, что предлагаемый состав имеет преимущества по сравнению с прототипом: некислотное отверждение фенолоформальдегидной и фурфуролформальдегидной смол (СФЖ-3027Б и КФ-90), снижение усадки и расширение температурной области ее применения в эксплуатационных скважинах.

В промысловых условиях предлагаемый изолирующий состав готовят непосредственно на промысле с использованием стандартного оборудования. Так при приготовлении состава варианта А (см. выше) в емкость цементировочного агрегата загружается расчетное количество смолы, резорцина и лигносулфоната. Насосом агрегата состав перемешивают и после полного растворения добавляют формалин. После смешения в течение 15 мин насосом цементировочного агрегата тампонажный раствор закачивают в скважину.