Патент на изобретение №2348673

(54) СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ

(57) Реферат:

Изобретение относится к составу для изоляции и ограничения водопритока в скважины и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий, мас.%: ацетоноформальдегидную смолу 20,0-70,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,5-4,0, эластомер – натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков 0,05-50,0, инициатор полимеризации 0,5-10,0, вода остальное. Технический результат – повышение изолирующих и упругодеформационных свойств, увеличение устойчивости к агрессивным пластовым средам. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам на основе полимерных композиций, отверждаемых в пластовых условиях для изоляции и ограничения водопритока и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Известны составы для изоляции и ограничения водопритоков на основе синтетических смол, отверждаемых в пластовых условиях (см. Блажевич В.А., Умрихина В.А. Тампонажные материалы для РИР в скважинах. Уфа, 1992 г., с.44-50).

Недостатками известных составов являются температурные ограничения по их применению в связи с быстрыми нерегулируемыми сроками их отверждения.

Известен полимерный тампонажный состав, содержащий карбамидоформальдегидную смолу и дополнительно ацетоноформальдегидную смолу, кислый отвердитель – алюмохлорид (патент РФ №2259469, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. 27.08.2005 г.).

Недостатками известного состава являются коррозионная активность, малые сроки отверждения, усадка, хрупкость и низкая устойчивость образующего полимерного камня к агрессивным пластовым средам.

Наиболее близкий по технической сущности к изобретению является изолирующий состав, содержащий ацетоноформальдегидную смолу, окзил-СМ, отвердитель – щелочь (углекислый натрий или калий) и воду или 30%-ный водный раствор хлористого натрия. (патент РФ №2272905, МПК 7 Е21В 43/32, опубл. 27.03.2006 г.).

Недостатками известного состава являются отсутствие устойчивости к разбавлению пластовыми водами, отсутствие деформационной стойкости к ударным воздействиям, отсутствие стабильности в различных термобарических условиях и небольшой срок годности готового изолирующего материала.

В основу предложенного изобретения положена задача создания состава для изоляции и ограничения водопритоков в скважины, обладающего высокими изолирующими свойствами, упругодеформационными свойствами, устойчивостью к разбавлению пластовыми водами, устойчивостью образующего полимерного камня к агрессивным пластовым средам и регулируемой динамикой повышения структурно-механических свойств во времени, позволяющего применять его в различных термобарических условиях.

Поставленная задача решается так, что состав для изоляции и ограничения водопритоков в скважины, включающий ацетоноформальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) и натуральный или синтетический каучук при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ацетоноформальдегидную смолу берут марки АЦФ, которая является продуктом поликонденсации ацетона с формальдегидом и выпускается по ТУ 228-006-90685-2002 или по ГОСТ 25820-83 в виде однородной, вязкой жидкости.

В качестве ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы, например, ОП-10 – продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена по ГОСТ 8433-81; неонолы АФ₉ – 6,8,9,10,12 – оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе триммеров пропилена берут по ТУ 2483-077-05766801-98; сульфонол по ТУ 07510508; нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197705-00 или их смеси.

В качестве натуральных или синтетических каучуков или их смеси используют, например, латекс по ТУ 38.303-05-45-94 марки СКС-65ГПБС, СКД-Л250 по ТУ 3810-3-696-89, изм. 2 от 01.03.94, СКД-ПС по ТУ 3810-3-248-84 изм. 5 от 01.07.96, БС-65А по ТУ 38.103550-84, БМ-5 по ТУ 38.40373-01, ДВХБ-Ш по ТУ 2294-049-05766764-02, ВДВХМК по ТУ 2294-049-05766764-02, СКН-40ИХМ по ТУ 38.10354-76, RSS-1 (Индонезия), SVR 3L (Вьетнам), представляющих собой водную дисперсию каучукоподобных полимеров (рН 10-11) молочного цвета.

В качестве инициатора полимеризации могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли – щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или натр едкий (каустик жидкий) РД по ГОСТ 2263-796.

Приведем пример приготовления полимерной композиции.

Пример 1. К 68,3 граммам ацетоноформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 22,4 грамка каучук – СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 – 0,3 грамм, воды – 0,1 грамм, затем при перемешивании дозатором вводят 8,4 грамма ЩСПК и 0,5 грамма каустик. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после этого состав оставляют до полного отверждения. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 1.

Для подтверждения эффективности предлагаемого состава для изоляции и ограничения водопритока в скважины в лаборатории проводят исследования времени полимеризации композиции, изоляционных и структурно-механических свойств образующегося в результате реакции полимерного камня.

Время полимеризации композиции определяют с момента смешения всех компонентов до момента полной полимеризации и потери текучести. За критерий оценки изолирующей эффективности композиции принят остаточный фактор сопротивления (), который определяют по следующей формуле:

=(К₀-К₁)·100/К₀

где К₀ – коэффициент проницаемости до закупорки модели пласта, мкм²; K₁ – коэффициент проницаемости после закупорки модели пласта, мкм².

Исследования проводили на послойно-неоднородных моделях пласта, сечением 60 мм и длиной 1000 мм, состоящего из высокопроницаемой (800-1200 мД) и низкопроницаемой (50-140 мД) зон, разделенных непроницаемой мембраной и подключенных к одной напорной емкости. Необходимые значения проницаемости достигались степенью помола дезинтегрированного керна реальных месторождений.

Структурно-механические свойства полимеризованного камня определяют по ГОСТ 310.4-84 и ГОСТ 26798.2-85.

Адгезионные свойства полимеризованного камня с поверхностью металла (_м), горной породой (_п) и цементным камнем (_к) определялись методом сдвига коаксиально расположенных цилиндров диметром 25 и 50 мм и длиной 50 мм, в кольцевом пространстве которых полимеризовывалась композиция.

Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Таблица 2
№ состава из табл.1	Прочность, МПа		Адгезия, МПа			Насыщающая жидкость	Остаточный фактор сопротивления ()
	При изгибе	При сжатии	м	к	п
1	2	3	4	5	6	7	8
11	7,1	22,1	0,92	0,81	0,75	нефть/вода	100
12	7,2	22,6	0,91	0,89	0,75	нефть/вода	100
21	6,9	24,8	0,75	0,93	0,79	нефть/вода	100
22	6,7	24,6	0,73	0,91	0,77	нефть/вода	100
31	7,7	24,5	0,72	0,97	0,59	нефть/вода	100
32	7,8	24,9	0,70	0,95	0,58	нефть/вода	100
41	7,9	16,9	0,95	0,89	0,73	нефть/вода	100
42	7,7	16,7	0,97	0,88	0,74	нефть/вода	100
51	7,4	21,3	0,95	0,91	0,79	нефть/вода	100
52	7,3	21,2	0,96	0,92	0,78	нефть/вода	100
61	8,4	26,6	0,97	0,87	0,77	нефть/вода	100
62	8,3	26,5	0,96	0,88	0,76	нефть/вода	100
71	7,3	23,2	0,91	0,81	0,71	нефть/вода	100
81	8,9	27	0,89	0,79	0,75	нефть/вода	100
91	9,1	27,9	0,82	1,02	0,79	нефть/вода	100
10 прототип	6,9	24,3	0,78	0,93	0,68	вода	100

По свойствам заявленного состава, приведенного в таблицах 1, 2, видно, что использование заявляемого состава для изоляции ограничения водопритоков в скважины позволит в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта. Образование полимерного камня при взаимодействии всех компонентов композиции происходит в поровом пространстве как терригенного, так и карбонатного коллектора. В результате образуется полимерный камень высокой прочности, устойчивый к воздействию агрессивных пластовых сред и кислотно-щелочных растворов, достигается повышенная стабильность полимерного камня, способность к заполнению микротрещин, а также повышенная адгезия с металлом, горной породой, цементным камнем и деформационная стойкость к ударным воздействиям.

Формула изобретения

Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий ацетоноформальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ и эластомер – натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков при следующем соотношении компонентов, мас.%: