Тампонажный материал для ремонта нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Тампонажный материал для ремонта нефтяных и газовых скважин содержит фенолформальдегидную смолу (35,0-67,5 мас.%), пластификатор (20,0-30,0 мас.%), отвердитель (5,0-15,0 мас.%), модификатор отвердителя (5,0-15,0 мас.%) и ингибитор коррозии (1,0-5,0 мас.%). При этом в качестве смолы используют фенолформальдегидную смолу резольного типа. В качестве пластификатора используют моноэтиленгликоль (МЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или триэтиленгликоль (ТЭГ). В качестве отвердителя используют 5-24%-ный раствор соляной кислоты. В качестве модификатора отвердителя используют резорцин или пирокатехин. В качестве ингибитора коррозии используют ингибитор коррозии марки ИКУ-128, который представляет собой раствор оксиэтилированных четвертичных пиридиниевых аммониевых солей. Технический результат заключается в обеспечении возможности контроля сроков затвердевания, контроля прочности после затвердевания, а также в отсутствии воздействия на обсадную колонну в скважине. 1 табл., 3 пр.

 

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.

Тампонажный материал для ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий фенолформальдегидную смолу и отвердитель, отличающийся тем, что дополнительно содержит пластификатор, модификатор отвердителя и ингибитор коррозии, а в качестве отвердителя используется 5-24%-ный раствор соляной кислоты, в качестве фенолформальдегидной смолы используют фенолформальдегидную смолу резольного типа, в качестве пластификатора используют моноэтиленгликоль (МЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или триэтиленгликоль (ТЭГ), в качестве модификатора отвердителя используют пирокатехин или резорцин, а в качестве ингибитора коррозии используют ингибитор коррозии марки ИКУ-128, который представляет собой раствор оксиэтилированных четвертичных пиридиниевых аммониевых солей, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

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