RU2164586C2

RU2164586C2 - Hydrophobic polymer grouting compound for oil and gas wells

Info

Publication number: RU2164586C2
Application number: RU99113085/03A
Authority: RU
Inventors: Б.М. Курочкин; Б.К. Басов; В.Н. Лобанова; Б.А. Кротов; Н.А. Афанасьев
Original assignee: ОАО НПО "Буровая техника"
Priority date: 1999-06-16
Filing date: 1999-06-16
Publication date: 2001-03-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry. SUBSTANCE: invention refers to grouting materials used for insulation of zones of intensive absorption and water inflow. Hydrophobic polymer grouting compound carries polymer, solvent, cross-linking agent and filling agent. Prepolymer of ФП-65-2 type is used as polymer, hydrocarbon fluid is used in the capacity of solvent, water with following proportion of components, parts by weight: prepolymer of ФП-65-2 type - 100; hydrocarbon fluid 50-100; filling agent 1-10; water 1-3; is used as cross-linking agent. Temperature interval for use of this compound is widened from 20 to 140 C. EFFECT: widened temperature interval for use of this compound. 1 tbl

Description

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин и газовых скважин, в частности к тампонажным материалам, применяемым для изоляции зон интенсивных поглощений и водопритоков при бурении скважин в высокопористых, кавернозных, пищеристых и трещиноватых породах при полной интенсивности поглощения бурового раствора, а также при наличии нескольких провалов бурильного инструмента. The invention relates to the field of drilling oil wells and gas wells, in particular to grouting materials used to isolate zones of intense absorption and water inflow when drilling wells in highly porous, cavernous, sour and fractured rocks at full intensity of absorption of the drilling fluid, as well as in the presence of several dips drilling tool.

Известен цементно-полимерный тампонажный раствор для изоляции водопритоков (1). Он содержит эпоксидно-алифатическую смолу ТЭГ-1, отвердитель смол - полиэтиленполиамин (ПЭПА), цемент и воду при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
ТЭГ-1 - 4 - 6
ПЭПА - 0,8 - 1,2
Цемент - 100
Вода - 45,2 - 65,2
Однако указанный тампонажный материал не обеспечивает качественной изоляции зон поглощений водопритоков, поскольку у него отсутствуют адгезионные свойства. Кроме того, он характеризуется низкими закупоривающими свойствами, поэтому легко размывается пластовыми водами.Known cement-polymer grouting mortar for isolation of water inflows (1). It contains epoxy-aliphatic resin TEG-1, hardener resins - polyethylene polyamine (PEPA), cement and water in the following ratio, wt.h .:
TEG-1 - 4 - 6
PEPA - 0.8 - 1.2
Cement - 100
Water - 45.2 - 65.2
However, the specified cementing material does not provide high-quality isolation of the absorption zones of water inflows, since it lacks adhesive properties. In addition, it is characterized by low clogging properties, so it is easily washed away by formation waters.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому эффекту является герметизирующий состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель, сшивающий агент и наполнитель (2). В качестве полимера состав содержит (в вес.ч.): изопреновый каучук 100, в качестве растворителя - дизельное топливо 560-809, в качестве наполнителя используется графит, цемент, магнезит 109-321, в качестве сшивающего агента применяется сера техническая 15-30 и дифенилизанидин 5-37,5. The closest to the proposed technical essence and the achieved effect is a sealing composition for oil and gas wells containing a polymer, solvent, a crosslinking agent and a filler (2). As a polymer, the composition contains (in parts by weight): isoprene rubber 100, as a solvent - diesel fuel 560-809, graphite, cement, magnesite 109-321 are used as filler, technical sulfur is used as a crosslinking agent 15-30 and diphenylisanidine 5-37.5.

Приведенный тампонажный состав имеет недостаток. Его можно использовать только в высокотемпературных скважин от +100 до +140^oC. В скважинах с температурой меньше +100^oC состав не эффективен, т.к. при указанной температуре процесс сшивки полимера не происходит. Закачиваемый раствор остается в виде вязкотекучей массы, которая легко размывается пластовыми водами.The above cement composition has a drawback. It can be used only in high-temperature wells from +100 to +140 ^o C. In wells with temperatures less than +100 ^o C, the composition is not effective, because at this temperature, the polymer does not crosslink. The injected solution remains in the form of a viscous fluid, which is easily eroded by formation water.

В то же время известно, что во многих районах температура в продуктивных толщах находится в диапазоне +50 - +140^oC. Например, в нефтяных района Башкортостана она около +50^oC, в Западной Сибири +70 - +85^oC, на Северном Кавказе свыше +110^oC.At the same time, it is known that in many areas the temperature in the productive strata is in the range +50 - +140 ^o C. For example, in the oil regions of Bashkortostan it is about +50 ^o C, in Western Siberia +70 - +85 ^o C, North Caucasus over +110 ^o C.

Задачей изобретения является расширение температурного применения состава от +50 до +140^oC.The objective of the invention is the expansion of the temperature application of the composition from +50 to +140 ^o C.

Поставленная задача решается за счет того, что гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель, сшивающий агент и наполнитель, в качестве полимера содержит форполимер типа ФП-65-2, в качестве растворителя - углеводородную жидкость, а в качестве сшивающего агента - воду при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
Форполимер ФП-65-2 - 100
Углеводородная жидкость - 50-100
Вода - 1-3
Наполнитель - 1-10
Для приготовления гидрофобного полимерного тампонажного состава использовали следующие продукты:
- форполимер ФП-65-2 - вязкая жидкость желтоватого цвета, является продуктом взаимодействия низкомолекулярного бутадиенпипериленового каучука СКДП-Н и толуилендиизоцианата Т 65/35. Выпускаемый в промышленности форполимер самостоятельно сшивается (структурируется) при повышенных температурах +50 до +100^oC. Форполимер ФП-65-2 выпускается согласно ТУ 38.403.548-87;
- в качестве сшивающего агента используется как техническая, так и пластовая вода;
- наполнителем может быть любой инертный по отношению к углеводородной жидкости материал, например, опилки, ореховая скорлупа, слюда-чешуйка, бентонит, сломель и т.д.The problem is solved due to the fact that the hydrophobic polymer grouting composition for oil and gas wells, containing a polymer, solvent, a crosslinking agent and a filler, contains a prepolymer of the FP-65-2 type as a polymer, a hydrocarbon liquid as a solvent, and as a crosslinking agent is water in the following ratio of components, parts by weight:
Prepolymer FP-65-2 - 100
Hydrocarbon fluid - 50-100
Water - 1-3
Filler - 1-10
The following products were used to prepare a hydrophobic polymer grouting composition:
- prepolymer FP-65-2 - a viscous yellowish liquid, is the product of the interaction of low molecular weight butadiene-piperylene rubber SKDP-N and toluene diisocyanate T 65/35. The prepolymer produced in industry is independently crosslinked (structured) at elevated temperatures of +50 to +100 ^o C. The prepolymer FP-65-2 is produced according to TU 38.403.548-87;
- both technical and produced water are used as a crosslinking agent;
- the filler may be any material inert with respect to the hydrocarbon liquid, for example, sawdust, nutshell, flake mica, bentonite, cracker, etc.

Сущность изобретения заключается в том, что в разведенный углеводородными жидкостями форполимер вводится вода, способствующая пространственному сшиванию полимера за счет глубинного структурообразования. При перемешивании формолимера с водой структурообразование происходит при температуре не ниже +50^oC (от +50 до +140^oC).The essence of the invention lies in the fact that water is introduced into the prepolymer diluted with hydrocarbon liquids, which promotes the spatial crosslinking of the polymer due to the deep structure formation. When the formolymer is mixed with water, structure formation occurs at a temperature not lower than +50 ^o C (from +50 to +140 ^o C).

Приготовление гидрофобного полимерного тампонажного состава в условиях буровой сводится к разбавлению исходного концентрата форполимера углеводородной жидкостью (например, дизельным топливом) в соотношении от 1:0,5 до 1: 1. Далее вводится сшивающий агент (отвердитель) - вода в количестве 1-3% от веса разбавленного форполимера. Затем в полученную основу тампонажной композиции вводится наполнитель. Preparation of a hydrophobic polymer grouting composition under drilling conditions reduces to diluting the initial prepolymer concentrate with hydrocarbon liquid (for example, diesel fuel) in a ratio of 1: 0.5 to 1: 1. Then a crosslinking agent (hardener) is introduced - water in an amount of 1-3% by weight of the diluted prepolymer. Then, filler is introduced into the resulting base of the grouting composition.

Полученные составы помещают в термостат при определенных температурах и периодически определяется время перехода состава из жидкого в гель. The resulting compositions are placed in a thermostat at certain temperatures and the transition time of the composition from liquid to gel is periodically determined.

Физико-химическая характеристика ГПТС приведена в таблице. Physico-chemical characteristics of the GPTS are given in the table.

Порядок проведения изоляционных работ на скважине. The procedure for conducting insulation work at the well.

Перед закачкой состава с форполимером в бурильные трубы ил НКТ (если производится ремонт в скважинах) следует закачать 150-200 л нефти - буфера. Закачка состава в бурильные трубы на основе форполимера производится ЦА. Во время закачки состава на основе форполимера в него вводится вода - отвердитель (сшивающий агент). Затем нефтью в объеме 300 - 500 л промывается насос ЦА и нагнетательная линия и производится продавка состава к изолируемому интервалу. Предпочтительно после закачки форполимера и порции нефти в бурильную колонну поместить деревянную пробку с манжетами для полной очистки стенок труб. Для проведения изоляционных работ следует спустить открытый конец бурильных труб выше кровли поглощающего пласта на 50 - 100 м. После продавки половины объема тампонажного состава в интервал зоны поглощения закачку последней порции продавочной жидкости необходимо вести замедленно. Таким образом следует закачать последние 1 - 1,5 м³.Before pumping the composition with prepolymer into the sludge tubing (if repairs are made in the wells), 150-200 l of oil - buffer should be pumped. The injection of the composition into the prepolymer-based drill pipes is done by CA. During the injection of the prepolymer-based composition, water - a hardener (a crosslinking agent) is introduced into it. Then, with a volume of 300-500 l, the CA pump and discharge line are flushed and the composition is forced to an isolated interval. Preferably, after injection of the prepolymer and a portion of oil into the drill string, place a wooden cork with cuffs to completely clean the pipe walls. To carry out insulation work, the open end of the drill pipe should be lowered 50 to 100 m above the top of the absorbing layer. After half of the volume of cement composition has been squeezed into the absorption zone, the last portion of the squeezed fluid should be pumped in slowly. Thus, the last 1 - 1.5 m ³ should be pumped.

Преимуществом заявляемого состава перед известным является обеспечение широкого использования его в большинстве нефтяных и газовых регионов. Например, в районах Урало-Поволжья, Западной Сибири, Северного Кавказа, где температура в скважинах колеблется в пределах +50 - +140^oC. Для широкого применения в этих условиях известный состав технологически не подходит по температурным условиям.The advantage of the claimed composition over the well-known is to ensure its widespread use in most oil and gas regions. For example, in the regions of the Ural-Volga region, Western Siberia, the North Caucasus, where the temperature in the wells ranges from +50 - +140 ^o C. For widespread use in these conditions, the known composition is technologically unsuitable for temperature conditions.

Кроме этого, преимуществом заявляемого состава является то, что исключаются из применения пожаро- и взрывоопасный компонент - сера, а также токсичный компонент - дефенилгуанидин. In addition, the advantage of the claimed composition is that the fire and explosive component - sulfur, as well as the toxic component - phenylguanidine, are excluded from use.

Следовательно, предложенный состав экологически безопасный при применении в условиях буровой. Therefore, the proposed structure is environmentally friendly when used in a drilling environment.

Источники информации
1. Жженов В. Г. , Ермолаев Ю. Н. , РНТС "Нефтепромысловое дело", М., ВНИИОЭНГ, 1977 г., с. 23-26.Sources of information
1. Zhzhenov V. G., Ermolaev Yu. N., RNTS "Oilfield", M., VNIIOENG, 1977, p. 23-26.

2. Авт. св. N 1263812, кл. E 21 B 33/138, БИ N 38, 1986 г. (прототип). 2. Auth. St. N 1263812, CL E 21 B 33/138, BI N 38, 1986 (prototype).

Claims

A hydrophobic polymer grouting composition for oil and gas wells containing a polymer, a solvent, a crosslinking agent and a filler, characterized in that the composition as a polymer contains an FP-65-2 type prepolymer, a hydrocarbon liquid as a solvent, and a crosslinking agent water in the following ratio of components, parts by weight:
Prepolymer FP-65-2 - 100
Hydrocarbon fluid - 50 - 100
Water - 1 - 3
Filler - 1 - 10