СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК C09K8/512 

Описание патента на изобретение RU2348674C2

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.%:

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

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.

Таблица 1№ п/пКомпонентный состав, мас.%Время отверждения, час/мин при температуре, °СКарбамидоформальдегидная смолаНатуральный или синтетический каучукПАВВодаИнициатор полимеризацииГидроксохлористый алюминийЩСПК25-4040-90123467891168,3СКС-65-ГПБС22.4Неонол АФ9-120,30,48.40,53/00-4/400/50-1/201268,3CKC-65-ГПБС
БС-65А
12.4
10,0
Неонол АФ9-12
Неонол АФ9-10
0,2
0,1
0,18,40,53/00-4/400/50-1/20
2160,2СКД-Л25030.8Неонол АФ9-60,108,40,52/05-2/400/20-1/552260,2СКД-Л250
БС-65А
20.8
10,0
Неонол АФ9-6
Сульфонол
0,05
0,05
08,40,52/05-2/400/20-1/55
3160,5СКД-ПС30Неонол АФ9-100,30,38,40,54/35-7/000/35-3/103260,5СКД-ПС
БС-65А
10,0
20,0
Неонол АФ9-12
ОП-10
0,2
0,1
0,38,40,54/35-7/000/35-3/10
4145,0БС-65А45,0Неонол АФ9-12
Неонол АФ9-6
0,3
0,1
0,58,50,63/40-5/300/25-3/05
4245,0БС-65А
БМ-5
25,0
20,0
Неонол АФ9-8
Неонол АФ9-6
0,3
0,1
0,59,103/40-5/300/25-3/05
5161,2БМ-530,0Неонол АФ9-120,308,20,32/00-2/550/20-2/055261,2БМ-5
ДВХБ-Ш
15,0
15,0
Нефтенол
Неонол АФ9-6
0,2
0,1
008,52/00-2/550/20-2/05
6150,0ВДВХМК38,9Неонол АФ9-60,11911/35-5/200/15-0/506250,0ДВХБ-Ш
RSS-1
28,9
10,0
Неонол АФ9-8
ОП-10
0,05
0,05
1911/35- 5/200/15-0/50
7170,0ДВХБ-Ш20,0Неонол АФ9-120,518,30,27/00-9/000/35-7/007270,0ДВХБ-Ш
SVR 3L
10,0
10,0
Неонол АФ9-12
Неонол АФ9-9
0,2
0,3
18,30,27/00-9/000/35-7/00
8150,0ВДВХМК39,0Неонол АФ9-10
Неонол АФ9-12
0,3
0,2
0,790,80/44-2/450/20-0/50
8250,0ВДВХМК
БС-65А
29,0
10,0
Неонол АФ9-10
Неонол АФ9-8
0,3
0,2
0,790,80/44-2/450/20-0/50
9161СКН-40ИХМ30Неонол АФ9-100,108,40,53/55-6/450/45-2/559261СКН-40ИХМ
БС-65А
20
10
Неонол АФ9-100,508,40,13/55-6/450/45-2/55
10 прототин60остальноеОкзил-СМ - 3,0кристаллогидрат алюминия - 0,53/00-0/40

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=(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 (бм), горной породой (бп) и цементным камнем (бк) 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 сопротивленияПри изгибеПри сжатииσмσцσп12345678116,724,50,810,910,78вода/нефть100126,825,50,830,900,79вода/нефть100216,924,80,830,940,72вода/нефть100226,825,80,840,930,73вода/нефть100317,324,50,820,970,69вода/нефть100327,423,50,810,980,67вода/нефть100417,817,10,900,980,70вода/нефть100427,917,40,910,960,71вода/нефть100517,624,00,850,920,72вода/нефть100527,523,00,840,910,71вода/нефть100618,025,80,870,950,69вода/нефть100628,125,90,880,960,68вода/нефть100718,324,10,710,910,61вода/нефть100728,424,20,730,930,64вода/нефть100818,828,00,930,990,76вода/нефть100828,928,50,920,960,86вода/нефть100919,227,90,921,20,74вода/нефть100929,326,90,901,00,74вода/нефть10010 по прототипу9,121,3----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.

Похожие патенты RU2348674C2

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ 2007
  • Насибулин Ильшат Маратович
  • Васясин Георгий Иванович
  • Баймашев Булат Алмазович
  • Лебедев Николай Алексеевич
RU2348673C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ 2007
  • Насибулин Ильшат Маратович
  • Васясин Георгий Иванович
  • Баймашев Булат Алмазович
  • Муслимов Ренат Халиуллович
  • Ахметзянов Разиль Равилевич
  • Занин Владимир Аркадьевич
  • Исаев Павел Витальевич
RU2349731C2
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ 2014
  • Демахин Сергей Анатольевич
  • Демахин Анатолий Григорьевич
RU2564323C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ВАРИАНТЫ) 2009
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
RU2429270C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТА 2004
  • Румянцева Елена Александровна
  • Козупица Любовь Михайловна
  • Стрижнев Кирилл Владимирович
RU2272892C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2010
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Калинин Евгений Серафимович
RU2446270C1
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 2010
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
RU2467156C2
СПОСОБ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ 2016
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
RU2650001C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ 1996
  • Вердеревский Ю.Л.
  • Борисова Н.Х.
  • Соколова М.Ф.
  • Кучерова Н.Л.
  • Гайнуллин Н.И.
  • Головко С.Н.
  • Муслимов Р.Х.
RU2099521C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЕ 2009
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Абросимова Наталья Николаевна
  • Рахматулина Миннури Нажибовна
  • Елизарова Татьяна Юрьевна
  • Ризванов Рафгат Зиннатович
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
RU2405803C1

Реферат патента 2009 года СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ

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.

Формула изобретения RU 2 348 674 C2

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.%:

Карбамидоформальдегидная смола20,0-70,0ПАВ или смесь ПАВ0,5-4,0Указанный эластомер0,05-50,0Инициатор полимеризации0,5-3,0Водаостальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2348674C2

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТА 2004
  • Румянцева Елена Александровна
  • Козупица Любовь Михайловна
  • Стрижнев Кирилл Владимирович
RU2272892C1
Состав для изоляции водопритоков в скважине 1985
  • Поздеев Олег Вениаминович
  • Пасхина Эмилия Дмитриевна
  • Зотиков Владимир Иванович
  • Михеев Николай Васильевич
SU1317099A1
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ 2004
  • Кадыров Р.Р.
  • Сахапова А.К.
  • Кузнецова О.Н.
  • Архиреев В.П.
RU2259469C1
РЕАГЕНТ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ИЗОЛИРУЮЩЕГО СОСТАВА И ИЗОЛИРУЮЩИЙ СОСТАВ (ВАРИАНТЫ) 1997
  • Вердеревский Ю.Л.
  • Борисова Н.Х.
  • Головко С.Н.
  • Кучерова Н.Л.
  • Соколова М.Ф.
  • Гайнуллин Н.И.
  • Галимов Р.Р.
RU2137904C1
ИЗОЛИРУЮЩИЙ СОСТАВ 1991
  • Валеева Т.Г.
  • Вердеревский Ю.Л.
  • Попова В.Л.
  • Михеева И.В.
  • Кобяков Н.И.
  • Арефьев Ю.Н.
  • Галимов Р.Р.
RU2017936C1
US 5199823 A, 06.04.1993.

RU 2 348 674 C2

Авторы

Васясин Георгий Иванович

Насибулин Ильшат Маратович

Баймашев Булат Алмазович

Муслимов Ренат Халиуллович

Лебедев Николай Алексеевич

Даты

2009-03-10Публикация

2007-02-21Подача