ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
POLYMER BACKFILLING COMPOSITION FOR ISOLATION OF WATER INFLUX IN LOW TEMPERATURE OIL AND GAS WELLS

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным материалам для проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах с целью снижения обводненности добываемой продукции.
Наиболее широко применяемые тампонажные составы на основе цементных растворов в целом ряде случаев не могут быть эффективными из-за низкой фильтруемости раствора и невозможности проникновения в пласт на достаточную глубину; высокой плотности, что может вызвать поглощение цементного раствора и гидроразрыв пласта; высокой фильтроотдачи (ухудшения подвижности раствора, кольматации продуктивной зоны), недостаточной механической и ударной прочности (растрескивание камня при повторной перфорации) и др.
В последнее время для изоляции поглощающих горизонтов широкое применение находят полимерные тампонажные материалы на основе фенолоформальдегидных, мочевиноформальдегидных, фурановых, полиуретановых, эпоксидных, полисилоксановых смол и др. / Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. «Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтных работ». - Бурение скважин, 2006, №9, с.108-111/.
Накопленный промысловый опыт использования полимерных материалов позволяет выделить следующие основные направления их использования:
- тампонирование заколонного пространства при наличии пластов, склонных к поглощениям и гидроразрыву под действием растворов с высокой плотностью;
- ликвидация интенсивных поглощений тампонажного раствора высокой плотности;
- тампонирование поглощающих горизонтов, сложенных малопроницаемыми породами и при наличии высокоагрессивных пластовых флюидов;
- предотвращение выноса песка из слабосцементированных коллекторов.
Среди большого выбора полимерных тампонажных материалов и композиций на их основе широкое применение нашли карбамидные (мочевиноформальдегидные) составы как наиболее дешевые. Так широкое распространение получил метод крепления прискважинной зоны для упрочнения мелкозернистых песков и водоизоляции горных пород с помощью создания проницаемого фильтра, основой которого являются отвержденные мочевиноформальдегидные смолы марок КФ-Ж, М-70 и др. Составы нашли широкое применение в строительстве.
1
4
1
4
Для проведения изоляционных работ на нефтяных скважинах предложен полимерный тампонажный состав, состоящий из карбамидоформальдегидной смолы, кислотного отвердителя в виде кремнефтористой кислоты или ее натриевой соли и растворителя - спиртов группы C-C, или смеси спирта из группы C-C с водой, или воды /Павлычев В.Н., Емалетдинова Л.Д. и др. Полимерный тампонажный состав. Пат. РФ №2167267, 2001/.
Как видно из представленного выше материала, все составы содержат кислотные отвердители (соляная, фосфорная, кремнефтористая кислоты и др.), или кислые соли (хлористый алюминий, сульфат алюминия, хлорное железо). Общим недостатком тампонажных составов кислотного отверждения является высокая коррозионная способность по отношению к породе, цементному камню, металлу обсадной колонны. Введение в композиционный состав растворителя в виде спирта или воды снижает концентрацию смолы, увеличивая тем самым водоотдачу раствора и снижая прочностные характеристики тампонажного камня.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому тампонажному составу является состав на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖ, содержащий гидроксохлористый алюминий и цеолит в качестве наполнителя для устранения усадки /Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г. Емалетдинова Л.Д. и др. Полимерный тампонажный состав. Пат. РФ №2212520, 2003/.
К недостаткам известного способа относятся:
- кислая среда тампонажного состава (pH товарного раствора гидроксохлористого алюминия находится в пределах 0,8-2,0), оказывающая негативное влияние на прочность цементного камня, коррозию металла обсадных колонн, а также ограничивает его применение в скважинах при наличии карбонатных пород;
- короткие сроки отверждения тампонажного состава, изменяющиеся в пределах от 0-50 до 6-00 часов, что недостаточно даже для потери текучести состава - времени, необходимого для приготовления композиции, закачки в НКТ и продавки ее в интервал негерметичности;
- введение в композицию наполнителя в виде цеолита не обеспечивает достаточных прочностных свойств отвержденного состава.
Кроме того, к недостаткам следует также отнести высокую водоотдачу полимерной суспензии, приводящей к отфильтровыванию наполнителя при закачке состава в интервал негерметичности.
Техническим результатом настоящего изобретения является разработка способа некислотного отверждения карбамидоформальдегидной смолы резольного типа СФ-НС, снижение водоотдачи тампонажного раствора и повышение адгезионных и прочностных характеристик отвержденного состава.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном полимерном тампонажном составе, включающем карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель и наполнитель, согласно изобретению в качестве отвердителя используют резорцин и феррохромлигносульфонат (ФХЛС-М), а в качестве наполнителя древесную муку, или белую сажу БС-120, или резиновую крошку, или мел, или тальк, при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
карбамидоформальдегидная смола
100
резорцин
7-15
ФХЛС-М
1,5-25
наполнитель
3-8
Использование в качестве отвердителя вместо кислоты резорцина и ФХЛС позволяет проводить отверждение состава в интервале температур 20-60°C, исключает разрушение цементного камня и существенно снижает его коррозионную активность.
Резорцин в композиции выполняет две функции: модификатора карбамидоформальдегидной смолы, приводящего к снижению растворимости в углеводородах и повышению кислотостойкости отвержденного состава, и сокатализатора процесса.
ФХЛС в тампонажном составе также выполняет две функции: катализатора отверждения и структурообразователя. Структурирование реакционной смеси приводит к увеличению вязкости раствора и к образованию седиментационно-устойчивой системы (при введении в раствор наполнителя). Это позволяет существенно снизить водоотдачу раствора, которая по сравнению с прототипом уменьшается в 4 раза.
Применяемая карбамидная смола КФ-НС представляет собой однородную белого цвета суспензию по ГОСТ 2223-003-55093129-2009. Резорцин технический ГОСТ 997074 - бесцветное кристаллическое вещество, легкорастворим в карбамидоформальдегидной смоле. ФХЛС-М по ТУ 2458-015-20672718-2001 - модифицированный продукт взаимодействия лигносульфонатов с солями хрома и железа и представляет собой водорастворимый порошок коричневого цвета.
Тампонажный состав по сравнению с прототипом обладает нейтральным характером реакционной смеси, характеризуется однородностью, невысокой вязкостью (условная вязкость 15-30 сек по ВЗ-246, диаметр сопла 4 мм), с регулируемыми сроками потери текучести и отверждения в диапазоне температур 20-60°C. В процессе отверждения образуется однородный изоляционный материал без усадки, с повышенной по сравнению с прототипом механической прочностью и адгезией к породе и к металлу, стойкий к действию кислоты и водных растворив солей.
При изучении свойств полимерных тампонажных составов определяли следующие параметры:
- вязкость по ВЗ-246 (4 мм), с;
3
- показатель фильтрации на ВМ-6 (см/30 мин);
- прочность на изгиб, МПа (ГОСТ 26798.1-96);
- адгезия к металлу, МПа.
Адгезионные свойства образующегося отвержденного материала с поверхностью металла определяли на приборе с цилиндрической обоймой и пуансоном по методике /Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых М.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд. перераб. и доп. - М. «Недра», 1987. - с.352-353/.
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 резорцина. После растворения резорцина, продолжавшегося 10 мин, постепенно в течение 5 мин добавили 2,0 г ФХЛС-М. Перемешивание продолжали до полного растворения модификатора в течение 20 мин. Вязкость раствора составила 75 с. В образовавшийся структурированный раствор постепенно в течение 5 мин вели наполнитель - белую сажу БС-120 в количестве 4,0 г. Перемешивание продолжали еще 5 мин с помощью лопастной мешалки со скоростью 800 об/мин.
3
3
После приготовления раствора были проведены испытания на водоотдачу (Ф), которая составила 26 см/30 мин. Водоотдача известного тампонажного раствора (прототипа), состоящего из карбамидоформальдегидной смолы, гидроксохлористого алюминия и цеолита, в аналогичных условиях составила 103 см/30 мин.
Полученную суспензию поместили в термошкаф с температурой 55°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 4 часа, а полное отверждение состава произошло за 48 часов, причем затвердевание образца происходило без усадки. Образовавшийся камень обладает удовлетворительными прочностными свойствами, высокой химической стойкостью в минерализованной воде и растворе соляной кислоты, значительно превышающей стойкость цементного камня. Через 2-е суток хранения отвержденных образцов в пластовой воде при 55°C величина адгезии с металлом составила 1,6 МПа (в аналогичных условиях для цементного камня без добавок эта величина не превышает 0,9-1,0 МПа).
Пример 2 (прототип)
Для состава (вес.ч.):
карбамидоформальдегидная смола КФЖ
100
гидроксохлористый алюминий
50
цеолит
20
адгезия полученного в аналогичных условиях с примером 1 отвержденного камня с поверхностью металла составила 0,18 МПа, что значительно ниже, чем в разработанном составе (см. пример 1).
Примеры 3-19
По методике, описанной в примере 1, готовили полимерные тампонажные композиции и в интервале температур 20-60°C были установлены составы с приемлемыми для РИР режимами потери текучести и отверждения тампонажного камня. Полученные результаты приведены в таблице.
Приведенные в таблице данные показывают, что время перехода разработанного полимерного тампонажного состава в нетекучее состояние (резит) в интервале рабочих температур 20-60°C составляет от 2,25 до 8 ч, что является достаточным для приготовления композиции, закачки и продавки ее в интервал негерметичности. Введенные в тампонажный состав инертные наполнители (белая сажа БС-120, тальк, резиновая крошка, мел) не оказывают заметного влияния на скорость отверждения, но способствуют снижению водоотдачи и усадки, повышению прочностных характеристик тампонажного камня.
3
Так показатель фильтрации (Ф) свежеприготовленных тампонажных растворов примеров 3 и 4 составил 76 и 34 см/30 мин соответственно, т.е. в присутствии 4 вес.ч. наполнителя Ф уменьшился более чем в 2 раза.
3
Показатель фильтрации тампонажных растворов также зависит от содержания ФХЛС-М: с увеличением содержания ФХЛС-М с 5 до 10 вес.ч. (примеры 12-14) водоотдача снижается с 30 до 16 см/30 мин.
Помимо снижения водоотдачи введение в композицию наполнителя приводит к увеличению прочностных характеристик отвержденного тампонажного состава. Так прочность при статическом изгибе отвержденных образцов примеров 3 и 4 составила 7,3 и 8,6 МПа соответственно (для примера 2 она не превысила 5,0 МПа). Для цемента марки ПЦТ-I-G без добавок в аналогичных условиях прочность при статическом изгибе составила 7,0 МПа.
При более высоких температурах (свыше 60°C) не удается получить безусадочный материал в приемлемые сроки потери текучести, необходимые для проведения РИР в эксплуатационных скважинах.
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 бочек перекачивают необходимое количество смолы, при постоянном перемешивании в нее добавляют резорцин и после растворения реагент ФХЛС-М. Перемешивание продолжают до образования однородной жидкости.
При необходимости в зависимости от условий тампонирования в раствор добавляют наполнитель и состав гомогенизируют.
Приготовленный тампонажный состав по НКТ закачивают в зону нарушения и скважина закрывается на 24-48 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.