ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
PLUGGING MATERIAL FOR REPAIR OF OIL AND GAS WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте газовых и нефтяных скважин для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, отключении пласта, газоизоляции.
Известен тампонажный состав для ремонта крепи нефте- и газодобывающих скважин, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, отключения пласта, содержащий % масс: ацетоноформальдегидную смолу - 50-90, отвердитель - 5%-ный водный раствор натра едкого 5-40 и пластовую воду девонского горизонта - остальное (RU №2250983, 2005).
Недостатками данного изобретения, является использование в качестве модификатора - пластовой воды девонского горизонта, которая добывается на нефтяных месторождениях республики Татарстан, что делает состав ограниченным по применимости.
Более близким к изобретению является тампонажный материал, который относится к нефтяной промышленности и может быть использован для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий нижний осевший слой, отделенный после расслоения фенолоформальдегидной смолы, и отвердитель, содержащий дополнительно верхний слой, отделенный после указанного расслоения, в части которого, составляющей 5-10% от объема указанной смолы, растворено 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы (RU №2340648, 2008).
Недостатки известного тампонажного материала заключаются в том, что предварительное расслаивание фенолформальдегидной смолы не дает постоянный компонентный состав при затворении, что в свою очередь сказывается на технологические характеристики тампонажного материала, а именно: неконтролируемое время затвердевания и неконтролируемая прочность тампонажного материала после затвердевания.
Техническая задача настоящего изобретения заключается в обеспечении контролируемых сроков затвердевания, контролируемой механической прочности после затвердевания, а также в отсутствии воздействия на обсадную колонну в скважине при применении данного тампонажного материала.
Указанная техническая задача решается тем, что тампонажный материал для ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий смолу и отвердитель, дополнительно содержит пластификатор, модификатор отвердителя и ингибитор коррозии, которые являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Предлагается тампонажный материал для ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий фенолформальдегидную смолу и отвердитель, который дополнительно содержит пластификатор, модификатор отвердителя и ингибитор коррозии, при следующем соотношении компонентов, % масс:
- фенолформальдегидная смола
35,0-67,5
- пластификатор
20,0-30,0
- отвердитель
5,0-15,0
- модификатор отвердителя
5,0-15,0
- ингибитор коррозии
1,0-5,0
при этом:
- в качестве смолы используют фенолформальдегидную смолу резольного типа, выпускающуюся по ТУ 6-05-1164-87;
- в качестве пластификатора используют моноэтиленгликоль (МЭГ) или диэтиленгликоль (ДЭГ) или триэтиленгликоль (ТЭГ);
- в качестве отвердителя используют 5-24% соляную кислоту;
- в качестве модификатора отвердителя используют пирокатехин или резорцин;
- в качестве ингибитора коррозии используют ингибитор коррозии марки ИКУ-128, который представляет собой раствор оксиэтилированных четвертичных пиридиниевых аммониевых солей, выпускаемый по ТУ 2415-190-54651030-2015.
Для приготовления тампонажного материала предварительно готовят два жидких компонента. Первый компонент получают путем смешения смолы и пластификатора. Второй компонент получают путем смешения отвердителя, модификатора отвердителя, ингибитора коррозии и пластификатора.
Нижняя и верхняя граница диапазона концентраций компонентов тампонажного материала определяется необходимостью получить заданные свойства тампонажного материала.
Ниже представлены примеры получения описываемого тампонажного раствора для ремонта нефтяных и газовых скважин.
Для приготовления тампонажного материала по приведенным примерам используют следующие реагенты:
- фенолформальдегидную смолу резольного типа;
- моноэтиленгликоль (МЭГ);
- диэтиленгликоль (ДЭГ);
- триэтиленгликоль (ТЭГ);
- 5%, 11% и 24% раствор соляной кислоты;
- резорцин;
- пирокатехин;
- ингибитор коррозии марки ИКУ-128.
Пример №1.
Для приготовления 1000,0 г тампонажного материала готовится два жидких компонента. Первый компонент состоит из 350 г фенолформальдегидной смолы резольного типа и 200 г моноэтиленгликоля. Второй компонент состоит из 100 г моноэтиленгликоля, 150 г 5%-го раствора соляной кислоты, 150 г резорцина и 50 г ингибитора коррозии марки ИКУ-128. После чего первый компонент смешивается со вторым компонентом до полной однородности.
Пример №2.
Для приготовления 1000,0 г тампонажного материала готовится два жидких компонента. Первый компонент состоит из 540 г фенолформальдегидной смолы резольного типа и 150 г диэтиленгликоля. Второй компонент состоит из 100 г диэтиленгликоля, 100 г 11%-го раствора соляной кислоты, 100 г пирокатехина и 10 г ингибитора коррозии марки ИКУ 128. После чего первый компонент смешивается со вторым компонентом до полной однородности.
Пример №3.
Для приготовления 1000,0 г тампонажного материала готовится два жидких компонента. Первый компонент состоит из 675 г фенолформальдегидной смолы резольного типа и 100 г триэтиленгликоля. Второй компонент состоит из 100 г триэтиленгликоля, 50 г 24%-го раствора соляной кислоты, 50 г резорцина и 25 г ингибитора коррозии марки ИКУ-128. После чего первый компонент смешивается со вторым компонентом до полной однородности.
Тампонирующий материал, приготовленный по примерам №1-3, имеет фиксированное время затвердевания, фиксированный предел прочности после затвердевания в каждом конкретном примере и коррозионное воздействие на обсадную колонну в скважине в пределах допустимого.
Таким образом, применение предложенного тампонажного материала позволяет решить задачу обеспечения контролируемых сроков затвердевания, контролируемой прочности после затвердевания, а также отсутствия воздействия на обсадную колонну в скважине.