СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК C09K8/44 

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.%:

Ацетоноформальдегидная смола20,0-70,0ПАВ или их смесь0,5-4,0Натуральный или синтетический каучук, или их смесь0,05-50,0Инициатор полимеризации0,5-10,0Водаостальное

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.

Таблица 1№ п/пАцетоноформальдегидная смолаКомпонентный состав, мас.%Инициатор полимеризацииВремя отверждения, час/мин при температуре, °СНатуральный или синтетический каучукПАВВодаЩСПКнатр едкий25-4040-90123456789168,3СКС-65-ГПБС22.4Неонол АФ9-120,20,28.40,52/30-3/200/40-1/101²68,3СКС-65-ГПБС БС-65А12.4 10,0Неонол АФ₉-9 ОП-100,1 0,10,28.902/30-3/200/40-1/102¹61,2СКД-Л25029.8Неонол АФ₉-60,108.20,71/55-2/200/20-1/352²61,2СКД-Л250 SVR3L19.8 10,0Неонол АФ₉-6 Сульфонол0,05 0,0508.20,71/55-2/200/20-1/353¹58,5СКД-ПС32Неонол АФ₉-100,40,280,93/35-5/500/35-2/403²58,5СКД-ПС RSS-122,0 10.0Неонол АФ₉-10 Нефтенол МЛ0,2 0,20,208,93/35-5/500/35-2/404¹44БС-65А46,0Неонол АФ₉-12 Неонол АФ₉-60,2 0.20,581,13/15-4/400/15-2/354²44БС-65А ДВХБ-Ш26,0 20,0Неонол АФ₉-8 Неонол АФ₉-60,2 0,20,581,13/15-4/400/15-2/355¹56,2БМ-535,0Неонол АФ₉-120,407,11,31/30-2/150/20-1/355²56,2БМ-5СКН-40ИХМ25,0 10,0Неонол АФ₉-12 Неонол АФ₉-90,3 0,108,401/30-2/150/20-1/356¹52,0ДВХБ-Ш36,9Неонол АФ₉-60,11731/45-5/200/25-1/006²52,0RSS-1 ВДВХМК16,9 20,0Неонол АФ₉-6ОП-100,05 0,052091/45-5/200/25-1/007¹75ДВХБ-Ш15.0Неонол АФ₉-120,50,17,32,15/50-7/450/35-5/108¹50,0ВДВХМК SVR3L19,0 20,0Неонол АФ₉-10 Неонол АФ₉-120,2 0,10,7821/10-4/000/25-1/009¹65СКН-40ИХМ25,5Неонол АФ₉-100,40,18,40,63/35-5/450/35-3/4510 по прототипу80    вода-14,0 или 30% раствор NaCl-0,5Окзил-СМ-0,5Na₂СО₃-5,0 12/00 -0/30

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 (η), который определяют по следующей формуле:

η=(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 (σ_м), горной породой (σ_п) и цементным камнем (σ_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.1Прочность, МПаАдгезия, МПаНасыщающая жидкостьОстаточный фактор сопротивления (η)При изгибеПри сжатииσ_мσ_кσ_п123456781¹7,122,10,920,810,75нефть/вода1001²7,222,60,910,890,75нефть/вода1002¹6,924,80,750,930,79нефть/вода1002²6,724,60,730,910,77нефть/вода1003¹7,724,50,720,970,59нефть/вода1003²7,824,90,700,950,58нефть/вода1004¹7,916,90,950,890,73нефть/вода1004²7,716,70,970,880,74нефть/вода1005¹7,421,30,950,910,79нефть/вода1005²7,321,20,960,920,78нефть/вода1006¹8,426,60,970,870,77нефть/вода1006²8,326,50,960,880,76нефть/вода1007¹7,323,20,910,810,71нефть/вода1008¹8,9270,890,790,75нефть/вода1009¹9,127,90,821,020,79нефть/вода10010 прототип6,924,30,780,930,68вода100

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.

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.

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.%:

Ацетоноформальдегидная смола20,0-70,0ПАВ или смесь ПАВ0,5-4,0Указанный эластомер0,05-50,0Инициатор полимеризации0,5-10,0Водаостальное