ГИДРОФОБНЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Российский патент 2002 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным материалам, применяемым для изоляции зон интенсивных поглощений или водопритоков при бурении скважин.

Известен цементно-полимерный тампонажный состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах [1]. Состав содержит в весовых частях эпоксидно-алифатическую смолу ТЭГ-1-4-6, отвердитель смолы - полиэтиленполиамин - 0,8-1,2, цемент - 100 и воду - 45,2-65,2.

Однако указанный тампонажный материал не обеспечивает качественной изоляции, поскольку у него отсутствуют адгезионные свойства. Кроме того, он характеризуется низкими закупоривающими свойствами, поэтому легко размывается пластовыми водами.

Наиболее близким техническим решением, выбранным авторами за прототип, является гидрофобный полимерный тампонажный состав, состоящий из полимера, растворителя - углеводородной жидкости, сшивающего агента и наполнителя [2].

В указанном составе (в вес.ч.) в качестве полимера применяется изопреновый каучук - 100, растворителя - дизельное топливо - 560-809, наполнителя - графит, магнезит и т.д. - 109-321, а в качестве сшивающего агента применяется сера техническая и дифенилгуанидин - 5-37,5.

Приведенный тампонажный состав имеет недостаток. Его можно использовать только в высокотемпературных скважинах от +100^oС до +140^oС.

В скважинах с температурой меньше 100^oС состав неэффективен, так как при указанной температуре процесса сшивки полимера не происходит. Закачиваемый раствор остается в виде вязкотекучей массы, которая легко размывается пластовыми водами.

В то же время известно, что во многих районах, например в Татарстане, Удмуртии, Башкортостане, в скважинах глубиной 1000-1500 м температура находится в пределах 20-50^oС.

Задачей изобретения является расширение температурного применения тампонажного состава при изоляционных работах в обсаженных скважинах от +20^oС до +50^oС.

Поставленная задача решается за счет того, что гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель - углеводородную жидкость, сшивающий агент и наполнитель, в качестве полимера содержит форполимер ФП-65-2, в качестве сшивающего агента - воду и дополнительно содержит ускоритель УП-606/2, при следующем соотношении компонентов (вес.ч):
Форполимер ФП-65-2 - 100
Углеводородная жидкость - 50-100
Вода - 2-3
Наполнитель - 1-10
Ускоритель УП-606/2 - 0,1 -0,2
Сущность изобретения заключается в следующем. Применяющийся в известном составе полимеризопреновый каучук в углеводородной жидкости является гидрофобным и поэтому ввести в него воду и размешать очень трудно, требуется длительное и тщательное перемешивание. Однако эта задача упрощается, если воду смешать с ускорителем - УП-606/2, а затем ввести форполимер ФП-65-2. Ускоритель с водой образует эмульсию, которая легко смачивается полимером и способствует более интенсивному отверждению (гелеобразованию) полимера. При этом структурообразование происходит при температуре менее 50^oС.

Для приготовления ГПТС использовали следующие продукты.

Форполимер ФП-65-2 - вязкая жидкость желтоватого цвета, является продуктом взаимодействия низкомолекулярного бутадиенпипериленового каучука СКДП-Н и толуилендиизоцианата Т65/35. Выпускаемый в промышленности форполимер самостоятельно сшивается (структурируется) при повышенных температурах от 50 до 100^oС. Форполимер ФП-65-2 выпускается согласно ТУ 38.403.548-87.

В качестве сшивающего агента используется как техническая, так и пластовая вода.

Ускорителем является УП 606/2, выпускаемый по ТУ 6-09-4136-75.

Наполнителем может быть любой инертный по отношению к углеводородной жидкости материал, например опилки, ореховая скорлупа, слюда, бентонит, сломель.

Приготовление гидрофобного полимерного тампонажного состава в условиях буровой сводится к разбавлению исходного концентрата форполимера углеводородной жидкостью (например, диз. топливом) в соотношении от 1:0,5 до 5:1). Далее сшивающий агент (вода) смешивается с ускорителем УП 606/2 до образования эмульсии. Затем полученная эмульсия вводится в разбавленный форполимер и перемешивается. В последнюю очередь вводится наполнитель.

Таким же образом были приготовлены составы ГПТС для лабораторных исследований. Полученные составы помещали в термостат при определенных температурах и периодически определяли время перехода состава из жидкого в гель.

Физико-химическая характеристика ГПТС приведена в таблице.

Как видно из приведенных данных в таблице, увеличение растворителя, несмотря на использование ускорителя и сшивающего агента, приводит к увеличению времени сшивки состава, т.е. перехода в плотный гель. Отсюда следует, что установленный предел изменений в соотношениях форполимера, углеводородной жидкости, сшивающего агента и ускорителя является оптимальным по времени для проведения ремонтно-изоляционных работ в "холодных" скважинах.

Как показывает практика, именно 5-6 ч до перехода тампонажных составов в отвержденное состояние или в плотный гель является оптимальным, исключающим аварийные ситуации.

Предложенный состав выгодно отличается от известного, который при низких температурах вообще не переходит в прочный гель.

Преимуществом заявляемого состава перед известным является обеспечение широкого использования его в большинстве нефтяных и газовых регионов, где температура в скважинах от +20 до +50^oС. Известный состав технологически не подходит по температурным условиям. Кроме того, за счет ускоренного структурообразования создается возможность производить качественную изоляцию зон поглощений и водопритоков за одну обработку. При использовании известного состава в таких условиях качественной изоляции достичь очень трудно, так как за длительное время гелеобразования состав размывается.

Источники информации
1. Жженов В. Г. , Ермолаев Ю. Н. РНТС "Нефтепромысловое дело".- М.: ВНИИОЭЕГ, 1977, с.23-26.

2. А.С. СССР 1263812, кл. Е 21 В 33/138, 1986 - (прототип).

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - расширение температурного интервала применения тампонажного состава при изоляционных работах в обсаженных скважинах от 20 до 50^oC. Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель - углеводородную жидкость, сшивающий агент и наполнитель, в качестве полимера содержит форполимер ФП-65-2, в качестве сшивающего агента - воду и дополнительно ускоритель УП-606/2 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: форполимер ФП-65-2 100, углеводородная жидкость 50-100, вода 2-3, наполнитель 1-10, ускоритель твердения УП-606/2 0,1-0,2. 1 табл.

Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель - углеводородную жидкость, сшивающий агент и наполнитель, отличающийся тем, что он в качестве полимера содержит форполимер ФП-65-2, в качестве сшивающего агента - воду и дополнительно ускоритель УП-606/2 при следующем соотношении компонентов, вес. ч. :
Форполимер ФП-65-2 - 100
Углеводородная жидкость - 50 - 100
Вода - 2 - 3
Наполнитель - 1 - 10
Ускоритель твердения УП-606/2 - 0,1 - 0,2