Патент на изобретение №2348674

(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 содержит, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 20,0-70,0, поверхностно-активное вещество – ПАВ или смесь ПАВ 0,5-4,0, натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков 0,05-50,0, инициатор полимеризации 0,5-3,0, 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, кислый отвердитель – гидроксохлористый алюминий и цеолиты (Патент РФ №2212520, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. 20.09.2003 г.).

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

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является изолирующий состав, содержащий карбамидоформальдегидную смолу, окзил – СМ, отвердитель – соль алюминия в виде кристаллогидрата и воду (Патент РФ №2272892, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 г.).

Недостатками известного состава являются отсутствие устойчивости к разбавлению пластовыми водами, отсутствие деформационной стойкости к ударным воздействиям 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 образующегося полимерного камня к агрессивным пластовым средам и регулируемой динамикой повышения структурно-механических свойств во времени.

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

Карбамидоформальдегидную смолу берут марки КФМХ, которая является продуктом поликонденсации мочевины, формальдегида и диэтиленгликоля и выпускается по ТУ 6-06-59-89 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 АФ-9 – 4, 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 алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами по ТУ 38.302163-89.

Приведем пример приготовления полимерной композиции.

Пример 1. К 68,3 г карбамидоформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 22,4 г каучука – СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 – 0,3 г, воды – 0,1 г и ЩСПК – 0,5 г, затем при перемешивании дозатором вводят 8,4 г гидроксохлористого алюминия. 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:

=(K₀-K₁)·100/K₀

где K₀ – 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 (б_м), горной породой (б_п) и цементным камнем (б_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	ц	п
1	2	3	4	5	6	7	8
11	6,7	24,5	0,81	0,91	0,78	вода/нефть	100
12	6,8	25,5	0,83	0,90	0,79	вода/нефть	100
21	6,9	24,8	0,83	0,94	0,72	вода/нефть	100
22	6,8	25,8	0,84	0,93	0,73	вода/нефть	100
31	7,3	24,5	0,82	0,97	0,69	вода/нефть	100
32	7,4	23,5	0,81	0,98	0,67	вода/нефть	100
41	7,8	17,1	0,90	0,98	0,70	вода/нефть	100
42	7,9	17,4	0,91	0,96	0,71	вода/нефть	100
51	7,6	24,0	0,85	0,92	0,72	вода/нефть	100
52	7,5	23,0	0,84	0,91	0,71	вода/нефть	100
61	8,0	25,8	0,87	0,95	0,69	вода/нефть	100
62	8,1	25,9	0,88	0,96	0,68	вода/нефть	100
71	8,3	24,1	0,71	0,91	0,61	вода/нефть	100
72	8,4	24,2	0,73	0,93	0,64	вода/нефть	100
81	8,8	28,0	0,93	0,99	0,76	вода/нефть	100
82	8,9	28,5	0,92	0,96	0,86	вода/нефть	100
91	9,2	27,9	0,92	1,2	0,74	вода/нефть	100
92	9,3	26,9	0,90	1,0	0,74	вода/нефть	100
10 по прототипу	9,1	21,3	–	–	–	–	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 карбамидоформальдегидную 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.%: