Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте крепи скважин, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, отключении пласта. Тампонажный состав содержит, мас.%: ацетоноформальдегидную смолу - 50-90, отвердитель - 5%-ный водный раствор натра едкого 5-40 и пластовую воду девонского горизонта остальное. Технический результат изобретения - повышение качества ремонтно-изоляционных работ при ликвидации нарушений эксплуатационной колонны, устранение негерметичности эксплуатационной колонны при малой приемистости, повышение успешности отключения пластов за счет разработки состава с повышенной прочностью, улучшенной фильтрационной способностью вследствие уменьшения его вязкости, улучшения технологичности при работе в зимнее время года. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте крепи скважин, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, отключении пласта.

Известны тампонажные составы с применением синтетических смол на основе сланцевых фенолов (ТСД-9, ТС-10) [1].

Недостатком известных составов является сравнительно низкие прочностные параметры полимерного камня, усадка при твердении, дефицит и дороговизна исходного сырья. Исходные компоненты смолы (ТСД-9, ТС-10) и формалин являются токсичными жидкостями с резким запахом, что создает определенные трудности при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является использование ацетоноформальдегидной смолы в качестве отвердителя применяется едкий натр [2].

Недостатками известного состава являются низкие прочностные характеристики формируемого полимерного камня, сравнительно высокая вязкость исходной смолы, затрудняющей ее фильтрацию в зоны нарушения колонны с малой приемистостью. Трудность работы со смолой при температурах ниже минус 20°С.

Технической задачей изобретения является повышение качества РИР при ликвидации нарушений эксплуатационной колонны, устранения негерметичности эксплуатационной колонны при малой приемистости, повышения успешности при отключении пластов путем разработки тампонажного состава с повышенной прочностью, улучшенной фильтрационной способностью вследствие уменьшения его вязкости, улучшения технологичности при работе в зимнее время года.

Задача решается тем, что в качестве тампонажного состава используется ацетоноформальдегидная смола, отвердитель и модификатор смолы, в качестве отвердителя содержит 5%-ный водный раствор натра едкого, а в качестве модификатора смолы пластовая вода девонского горизонта при следующем содержании компонентов, мас.%:

Ацетоноформальдегидная смола 50-90

5%-ный водный раствор натра едкого 5-40

Пластовая вода остальное

Применяемая ацетоноформальдегидная смола представляет собой однородную жидкость от светлого до коричневого цвета по ТУ 2228-006-48090685-2002, марка АЦФ-3М-75.

Натр едкий технический представляет собой чешуированную массу белого цвета по ГОСТ 2263-79.

Пластовая вода девонского горизонта добывается с глубины 1700-1900 м нефтяных месторождений Республики Татарстан.

Солевой компонентный состав представляет преимущественно, мас.%: CaCl₂ - 5,48; MgCl₂ - 1,57; KCl - 0,23; NaCl - 16,4.

Содержание компонентов в тампонажном составе, технологические параметры тампонажного состава и камня приведены в таблице.

Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления изобретения в лабораторных условиях.

Пример 1. Приготовили тампонажный состав при соотношении ацетоноформальдегидной смолы, 5%-ного водного раствора едкого натра и пластовой воды, мас.%: 50:37,5:12,5. Для этого к смоле добавили пластовую воду и тщательно перемешали. Отдельно приготовили 5%-ный водный раствор едкого натра. Приготовленный водный раствор едкого натра в количестве 37,5 мас.% добавили к смоле модифицированной пластовой водой и все перемешали. Определили технологические характеристики тампонажного состава: плотность, растекаемость (по ГОСТ 26798.1-96) 1185 кг/м³, 24,5 см соответственно. Температуру застывания тампонажного состава определяли (по ГОСТ 20287-91). При минус 35°С тампонажный состав остается подвижным.

Время начала и конца отверждения определяли визуально 1-45 ч и 2-10 ч соответственно. В результате образуется полимерный камень. Прочностные характеристики через 28 суток хранения отвержденных образцов в пластовой воде (по ГОСТ 26798.1-96), МПа: на изгиб - 4,75, на сжатие - 9,56. Исследование отвержденных образцов при длительном хранении их в пластовой воде показало, что изменение их размеров не произошло, т.е. нет усадки.

Примеры 2-10 (см. таблицу) аналогичны первому, отличаются количеством смолы, 5%-ным водным раствором едкого натра, модификатора.

Как видно из таблицы, предел прочности предлагаемого тампонажного состава увеличился по сравнению с прототипом на 37%. Предлагаемые тампонажные составы, модифицированные пластовой водой, остаются подвижными при темепратуре минус 35°, время отверждения составляет ~2-18 ч, что является приемлемым для РИР. Содержание компонентов, больших или меньших указанных пределов, приводит к ухудшению прочностных свойств, подвижности, времени отверждения, появлению усадки.

Ниже приведены примеры промышленного использования предлагаемого тампонажного состава в скважине.

Пример 1. На глубине 250 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Температура в этом интервале составила 20°С. Скважина принимала при давлении 4,0 МПа. Ниже нарушения был установлен цементный мост. До этого была проведена обычная цементная заливка. Нарушение было не устранено. Поэтому на поверхности в мерниках двух цементировочных агрегатов ЦА-320М было приготовлено 2,5 м³ смолы, модифицированной 0,5 м³ пластовой воды девонского горизонта и 1,5 м³ 5%-ного водного раствора натра едкого технического. В нарушение через тройник одновременно закачали 2,5 м³ смолы и 1,5 м³ 5%-ного водного раствора едкого натра. Скорость подачи щелочи в 1,6 раза превышала скорости подачи смолы. Затем тампонирующую смесь закрепили закачкой 1 тонны цемента, с оставлением цементного стакана на глубине 235 м. Конечное давление при закачке смолы составило 7,0-8,0 МПа, после остановки закачки давление упало до 5,0 МПа и держалось на этом уровне. После ожидания затвердевания смеси (ОЗС) цементный стакан был разбурен. При испытании под давлением 10 МПа эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.

Пример 2. На глубине 267 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Температура в этом интервале составила 20°С. Падение давления с 10 до 4 МПа за 30 минут, что исключало применение цементного раствора. Поэтому на поверхности в мернике цементировочного агрегата ЦА-320М было приготовлено 0,70 м³ тампонажного состава в следующей последовательности операций: из бочек перекачали 0,56 м³ смолы АЦФ, в нее добавили 0,07 м³ пластовой воды в качестве растворителя и смесь тщательно перемешали. В чанке агрегата приготовили водный раствор щелочи 0,07 м³ 5%-ный и перемешали со смолой. Приготовленный тампонажный состав закачали в насосно-компрессорные трубы (НКТ), далее в НКТ закачали продавочную жидкость из расчета оставления стакана в колонне. Произвели обратную промывку скважины, приподняли НКТ на безопасную высоту и скважину закрыли на ОЗС. После этого путем доспуска НКТ определили стакан из затвердевшего тампонажного состава, разбурили стакан, спрессовали 146 мм эксплуатационную колонну давлением 10 МПа и установили ее герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.

Таким образом, предлагаемый тампонажный состав соответствует технологическим показателям, позволяющим применять его для проведения РИР.

Использование предлагаемого тампонажного состава обеспечит повышение эффективности РИР за счет регулирования времени его отверждения, улучшения технологичности при работе в зимнее время года и возможность применения ацетоноформальдегидной смолы с различным содержанием основного вещества.

Литература

1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.В. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981, с. 232.

2. Серенко И.А., Н.А.Сидоров, А.Т.Кошелев Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1988, с. 262.

Содержание компонентов в тампонажном составе, технологические параметры тампонажного состава и камня предлагаемого состава и прототипа
№№ п/п	Содержание компонентов состава, мас.%	Технологические параметры тампонажного состава	Технологические параметры образующегося камня
	Ацетоноформальдегидная смола	Отверди тель	Пластовая вода	Мочевина	Вода	Плот ность, кг/м3	Растекаемость, см	Время начала отверждения, час-мин	Время конца отверждения час-мин	Предел прочности через 28 сут, МПа	Усадка через сутки, %
на изгиб	на сжатие
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	50	37,5	12,5	-	-	1185	24,5	1-45	2-10	4,75	9,56	0
2	50	40	10	-	-	1180	25,0	1-30	2-00	4,89	10,01	0
3	55	30	15	-	-	1189	24,5	2-50	3-25	4,23	9,09	0
4	60	20	20	-	-	1191	24,0	4-00	5-30	4,07	8,99	0
5	70	20	10	-	-	1198	24,0	3-20	4-35	4,35	9,15	0
6	73	18	9	-	-	1200	23,5	4-30	5-45	4,56	9,35	0
7	80	10	10	-	-	1208	23,0	6-40	8-00	4,42	9,25	0
8	82	13	5	-	-	1209	23,0	6-10	7-00	4,50	9,30	0
9	85	10	5	-	-	1210	22,0	8-10	10-00	4,30	9,14	0
10	90	5	5	-	-	1215	21,0	12-00	18-00	4,12	9,05	0
11	45	45	10	-	-	1175	26,0	0-25	0-50	3,89	8,55	0,5
12	95	4	1	-	-	1219	19,5	24-00	48-00	3,50	7,67	1,0
Состав по прототипу
11	80	1,0	-	6	13	-	-	0-20	-	-	9,00	-
12	67	3,0	-	6	24	-	-	0-25	-	-	6,20	-
13	55	0,3	-	6	38,7	-	-	2-10	-	-	2,26	-

Тампонажный состав, включающий ацетоноформальдегидную смолу, щелочной отвердитель и модификатор смолы, отличающийся тем, что в качестве щелочного отвердителя используется 5%-ный водный раствор натра едкого, а в качестве модификатора смолы используется пластовая вода девонского горизонта при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ацетоноформальдегидная смола 50-90

5-%-ный водный раствор натра едкого 5-40

Пластовая вода Остальное