ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОГАЗОВЫХ ПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ГАЗОВЫХ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Известен полимерный тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах на основе карбамидоформальдегидной смолы и алюмохлорида в качестве отвердителя [а.с. № 1763638 СССР, МПК E21B 33/138, опубл. 23.09.92]. Известный состав имеет следующие недостатки: короткий срок отверждения при 25°C (до 90 мин), что не позволяет применять его в условиях высоких пластовых температур (40-100°C); значительная усадка твердого камня, обусловленная применением высоких концентраций отвердителя - раствора алюмохлорида (до 50 мас.%), содержащего 70% воды, не участвующей в отверждении смолы и выделяющейся из нее при отверждении.

Известен полимерный тампонажный состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных, газовых низкотемпературных скважинах на основе карбамидоформальдегидной смолы и нитрилтриметилфосфоновой кислоты (НТФ) в качестве кислотного отвердителя [RU №2439119 C2, МПК C09K 8/44 (2006. 01), опубл. 10.01.2012].

Недостатком известного тампонажного состава является то, что сроки схватывания и загустевания смеси ограничены в температурном диапазоне от 20 до 55°C, но более 70% случаев газоводопритоки в скважинах имеются при температурах от 56 до 120°C.

Наиболее близким по технической сущности является полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения, содержащий карбамидоформальдегидную смолу (КФС), кислотный отвердитель и растворитель [а.с. 1620610 СССР, МПК E21B 33/138, опубл. 15.01.1991]. В качестве кислотного отвердителя используют аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди, в качестве растворителя кислотного отвердителя используют воду, кроме этого состав дополнительно содержит наполнитель сульфат бария, при следующем соотношении компонентов, масс.%: карбамидоформальдегидная смола - 50,0; аддукт полиэтиленимина и меди сернокислой - 0,5-2,0; барит - 48,0-49,5; вода - остальное.

Известный полимерный тампонажный состав обладает регулируемыми сроками схватывания и загустевания в интервале температур 80-120°C. При давлении 5-80 МПа происходит значительное (до 26,6-73,4%) расширение раствора. Камень на основе КФС обладает высокой прочностью, коррозионной стойкостью, низкой газопроницаемостью. Состав можно использовать для изоляции зон поглощений бурового раствора, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонных перетоков.

Недостатками известного полимерного тампонажнного состава является дефицит кислотного отвердителя - аддукта полиэтиленимина, который не является товарным продуктом, а синтезируется в лабораторных условиях. Для его синтеза требуется дорогостоящее сырье - полиэтиленимин, растворители - диметилформамид, ацетон. Синтез отвердителя в лаборатории не гарантирует постоянства его состава, времени отверждения смолы КФС и качества образующегося твердого полимера. Кроме того, известный полимерный тампонажный состав по своим свойствам может использоваться только в узком температурном диапазоне от 80 до 120°C. Таким образом, этот состав не обладает свойствами, позволяющими использовать его для ремонтно-изоляционных работ в широком диапазоне температур от 56 до 120°C.

Таким образом, в настоящее время возникает проблема необходимости создания тампонажного состава с подбором эффективного отвердителя без перечисленных недостатков с использованием отвердителя из широко доступного сырья, не дорогого, безопасного в использовании, обеспечение свойств состава, позволяющих широко использовать его для ограничения водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ при пластовых скважинных условиях в диапазоне температур от 56 до 120°C.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в увеличении температурного диапазона применяемого тампонажного состава, повышении его прочности и возможности регулирования плотности.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном полимерном тампонажном составе для изоляции водогазопритоков в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах, включающим карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, наполнитель, особенностью является то, что в качестве кислотного отвердителя используют 30% водный раствор меди сернокислой, а в качестве наполнителя для повышения прочности и регулирования плотности применяют инертный наполнитель, при следующем соотношении компонентов, масс. %: карбамидоформальдегидная смола - 50; указанный раствор меди сернокислой - 0,5-3,0; инертный наполнитель - 49,5-47,0.

Заявляемый тампонажный состав включает доступный безопасный отвердитель, причем его прочность не снижается, а наоборот повышается за счет возможности использования доступных инертных наполнителей с регулированием его плотности. Использование в качестве отвердителя 30% водного раствора меди сернокислой (ОВТ) позволяет полученному составу (ПТС) использовать его для водогазоизоляционных работ в диапазоне пластовых температур от 56 до 120°C. Добавление к тампонажному составу инертных наполнителей, таких как древесная мука, барит, древесные опилки, асбест, крахмал, декстрин, рисовая шелуха, фосфогипс, повышают прочность и регулируют плотность (в зависимости от наполнителя - повышается или понижается).

Применяемая карбамидоформальдегидная смола представляет собой однородную белого цвета суспензию по ГОСТ 14231-88, марка КФ-Ж. Применяемый отвердитель - медь сернокислая (медный купорос) ГОСТ 19347-99, химическая формула: CuSO₄*H₂O. Медь сернокислая представляет собой кристаллы синего цвета, неприятного металлического вкуса. На воздухе несколько выветривается, хорошо растворима в воде и разбавленном спирте, нерастворима в абсолютированном спирте, водные растворы имеют слабокислую реакцию.

Инертные наполнители обычно представляют собой тонкоизмельченные материалы, добавляемые в сырье для придания изделиям ценных свойств: прочности, крепости, компактности, изменения плотности, сопротивления истиранию, большего или меньшего веса (отяжелители и легковесные наполнители), сыпучести, большей или меньшей влагоемкости и др. Они обычно инертны и не вступают в реакции с компонентами основной смеси.

Состав и свойства предлагаемого полимерного тампонажного раствора и камня в сравнении с известным прототипом, в табл.1.

Из приведенной таблицы видно, что температурный диапазон предлагаемого состава увеличился по сравнению с прототипом и составил от 56 до 120°C, время начала загустевания (потеря подвижности) составила от 40 минут до 4 часов, что является приемлемым для РИР, прочность и расширение в объеме при повышении температуры соответствует требованиям к аналогичным изоляционным материалам.

Сравнение предлагаемого тампонажного полимерного состава с прототипом показало наличие нового качественного и количественного тампонажного состава с использованием в качестве кислотного отвердителя меди сернокислой.

Практический пример использования предлагаемого полимерного тампонажного состава в скважине 13801 Самотлорского месторождения, в которой в интервале 1819-1824 м по геофизическим данным обнаружена негерметичность в 146-мм эксплуатационной колонне. Температура в интервале негерметичности составила 60°C. При проверке приемистость негерметичности составила 140 м³/сут при давлении 10 МПа, цементный раствор в таких условиях закачать невозможно, поэтому предложено использовать полимерный тампонажный состав на основе КФС. Для проведения изоляционных работ в мернике цементировочного агрегата ЦА-320 было приготовлено 1 м³ тампонажного состава в следующей последовательности: из бочек перекачали 0,9 м³ смолы КФС, в нее добавили 80 кг древесной муки в качестве наполнителя, смесь тщательно перемешали насосом; далее в приготовленную смесь добавили 30 литров водного раствора отвердителя меди сернокислой. Приготовленный тампонажный состав первоначально закачали в насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные на глубину 1810 м, при открытом затрубном пространстве, далее в НКТ закачали 4,4 м³ продавочной жидкости при давлении 10 МПа, далее закрыли затрубную задвижку и продавили 1 м³ тампонажного состава в интервал негерметичности с расчетом оставления тампонажного стакана в колонне на глубине 1810 м. Произвели срезку обратной промывкой и подняли НКТ до глубины 1740 м и оставили скважину на затвердевание на 8 часов. После определили «голову» стакана затвердевшего тампонажного состава на глубине 1815, разбурили стакан, в интервале 1815-1824 м, опрессовали эксплуатационную колонну давлением 10 МПа, установили герметичность. Скважину после РИР освоили и запустили в работу.

Таким образом, предлагаемый тампонажный полимерный состав соответствует качественным показателям, позволяющим применять его для проведения РИР при эксплуатации и бурении скважин, в том числе по ограничению водогазопритоков с отключением высокопроницаемых водоносных интервалов пластов методами глубокого блокирования, основанными на закачивании больших объемов изоляционных материалов.

Использование предлагаемого состава обеспечит качество, повышение эффективности РИР за счет регулирования времени его отверждения в широком диапазоне изменения пластовых температур от 56 до 120°C и увеличение прочности тампонажного камня с выбором оптимальной плотности.