СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ (ВАРИАНТЫ)
COMPOSITION FOR SEALING WATER INFLOW IN OIL AND GAS WELLS (VERSIONS)

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.
п.тек.
отв.
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 (τ) и время полного отверждения (τ).
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
τ<sub>п.тек.</sub>, час-мин
τ<sub>отв.</sub>, 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
п.тек.
В интервале температур 55-85°С рецептуру тампонажного состава устанавливали по достижении τ 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
τ<sub>п.тек.</sub>, час
τ<sub>отв.</sub>, 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
τ<sub>п.тек.</sub>, 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.