Полимерный тампонажный состав Советский патент 1986 года по МПК E21B33/138 

1 Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для проведения изоля ционных, ремонтных и ликвидационных работ в скважинах. Известен тампонажный материал, включающий буровой раствор, щелоч суммарные сланцевые фенолы и формалин Л . Недостатком данного состава является повышенная токсичность и низкая прочность. Наиболее близок к предлагаемому тампонажный состав, включающий суммарные сланцевые алкилрезорцины разбавленные щелочи кислоты, также карбамидный олигомер 2 . Недостатком известного, тампонаж ного раствора является значительн срок его отверждения в щелочной ср де и низкие структурно-механическ свойства. Цель изобретения - ускорение п цесса отверждения состава в щелоч ной среде и повьшение структурномеханических свойств. Поставленная цель достигается тем, что полимерный тампонажный с тав дополнительно содержит соли м ральных или органических кислот и буровой раствор на водной основе при следующих количественных соот шениях компонентов, мас.%: Суммарные сланцевые алкилрезорцииь или ТС-1010,0-28,5 Карбамидный олигомер28,5-46,0 Щелочь0,8-3,0 Соль минеральных или, органических кислот1,0-3,3 Буровой раствор на водной у основе35,0-60,0 Суммарные сланцевые алкилрезор ны (ССАР) ТС-10 соответствуют ТУ 38-1928-74, карбамидные олигом ры - ГОСТу 14231-78, ТУ 13362-77, ГОСТу 14246-78, щелочь NaOH ГОСТу 11078-78, соли, используемы в качестве ускорителей, например (МНц)2Сг07 - ГОСТу 3763-76, Hg(CH3COO)2 - ГОСТу 5509-31, FeCf ГОСТу 5509-71 , CaCNOj)- ГОСТу 4525052т.д., буровые растворы на водной снове - ОСТу 39-015-75. В качестве уровых могут быть использованы астворы 1-3, %: Раствор 1 Глина19 Нефть9,1 Утяжелитель в растворе 18 Углещелочной реагент (У1ДР) 2-8 ВодаОстальное Плотность р, г/см 2,2. Вязкость Т, с 110. Статическое напряжение сдвига не, мг/см 120/240. Раствор 2 (соленасыщенный) Глина16-18 Утяжелитель18-20 Соль (NaCf)26 ВодаОстальное р, Г/-СМ 2,2. Т, с 110 сне, мг/см 100/210 Буровой раствор 3 Глина20 Нефть9,1 УЩР8,0 ВодаОстальное Р , мг/см 1,4 Т, с 110 сне, мг/см 100/210 Для приготовления тампонажного состава в буровом растворе растворяют щелочь. Далее в буровой раствор вводится необходимое количество соли. Смесь тщательно перемешивают и вводят карбамидный олигомер. После перемешивания и замера рН, вводят второй компонент связующего - суммарные сланцевые алкилрезорцины (фенолы) , или ТС-10. Компоненты связующего следует вводить именно в такой последовательности, как описано выше, так как вводить в рецептуру алкилрезорцины сразу нежелательно вследствие образования в целом ряде случаев нерастворимых фенолятов, не участвующих в процессе отверждения. Результаты испытаний приведены в. табл. 1. В табл. 2 дан состав и свойства известной композиции в сравнении с предлагаемой. Результаты испытания показывают, что по сравнению с прототипом предлагаемый полкмерньш тампонажный

состав характеризуется существенно низкими сроками отверждения в щелочной среде и высокими структурно-механическими свойствами. Технология

применения предлагаемого полимерного тампонажного состава не отличается от обычной технологии проведения , изоляционных работ в скважине.

Таблица 1

Продолжение табл.1

ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ для изоляционных работ в скважинах, включающий суммарные сланцевые алкилрезорцины (фенолы) или ТС-10, щелочь и карбамидный олигомер, отличающийся тем. что, с целью ускорения процесса отверждения состава в щелочной среде и повышения структурно-механических свойств, он дополнительно содержит соль минеральных или органических кислот и буровой раствор на водной-основе при следующих соотношениях компонентов, мас.%: Суммарные слан-. цевые алкилрезорцины (фенолы) или ТС-1010,0-28,5 Карбамидный олигомер 28,5-46,0 i Щелочь0,8-3,0 Соль мине(Л ральных или органических 1,0-3,3 кислот Буровой раствор на водной 35-60 основе . со ел о ел

Состав, вес.ч.

Свойства раствора