Изобретение относится к тампо- нажным материалам для ликвидации зон поглощений промывочной жидкости в геологоразведочных скважинах и может быть использовано для получения пенопласта на основе карбамидофор- мальдегидных смол.
Целью изобретения является повышение тампонирующей способности ком- позицшГза счет увеличения индукционного периода начала вспенивания и обеспечения одновременного окончат ния процессов вспенивания и отверж-, дения композиции.
Полимерная композиция включает карбамидоформальдегидную смолу, суль- фонол, солянокислый анилин, нитрит натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбамидоформальдегидная
смола50,0-75,0
Нитрит
натрия2 0-3,2
Солянокислый
ел
00
со со
анилин
Сульфонол
Вода
11,4-20,2
0,8-1,1
Остальное
В качестве полимерного связующего в композиции может быть использована карбамидоформальдегидная смола марки КФМТ с динамической вязкостью 100-120 Спз.
В таблице представлены различные композиции и их технологические и физико-механические свойства.
Представленные в таблице экспериментальные данные подтверждают одновременность завершения процессов вспенивания и отверждения композиций, имеющих индукционные периоды 3-7 мин и низкие значения кажущейся плотности.
Композиция может быть доставлена, в зону темпонирования в тампонажном снаряде или путем закачивания по бурильным трубам. При этом в течение периода индукции, композиция не имеет газовыделений и в зоне темпонирования распределяется как жидкость. Имея удельный вес 1,27-1,30 г/см3 она вытесняет буровой раствор или ,воду из пор, трещин и каверн, при этом во. времени увеличивается ее вязкость. При достижении вязкости 300-400 Спз начинается интенсивное газовыделение и вспенивание композиции. Она расширяется массой снизу вверх, вытесняя буровой раствор или воду, причем разрывов вспененной мас сы и ее всплнвания не наблюдается. Полученный пенопласт плотно прилегает к горным породам и соответственно имеет высокую закупоривающую спо- собность.
Для подбора состава композиции в каждом конкретном случае следует учитывать способ доставки композиции и скважинные условия: температуру, вид бурового раствора, глубину скважин, высоту столба бурового раствора диаметр скважин.
Пример 1. Для тампонирования поглощающего горизонта в скважине на глубине 100 м, при доставке по бу i. рильным трубам приготовливается композиция, содержащая, мас.%: Карбамидоая
63,8 . 3,2
17,0
1,1 Остальное
0
5
0
5
0
5
0
5
0
5
Композиция имеет время индукции 4,5 мин. Учитывая объем тампонируемого интервала, рассчитывается количество компонентов. Приготовление композиции производится в специальных емкостях. В одну из них помещается карбамидоформальдегидная смола, нитрит натрия, сульфонол. В другую емкость помещается солянокислый анилин и вода, а после тщательного перемешивания содержимое вводится в первую емкость, перемешивается 10-15 с, после чего с помощью бурового насоса закачивается в скважину. После закачивания композиции в бурильные трубы закачивается про- давочная жидкость - вода или буровой раствор.
П р и м е р 2. Для тампонирования поглощающего готэизонта на глубине 600 и более метров доставку осуществляют с помощью тампонажного снаряда. В этом случае композиция включает, мас.%:
Карбамидоформальде гидная
смола
Нитрит
натрия
Солянокислый
анилин
Сульфонол
Вода
75,0 3,2
20,4 1,1
Остальное Полученный пенопласт характеризуется временем индукции 2,5 мин и
высокой кратностью вспенивания. I
Таким образом, предлагаемая композиция имея высокую эффективность, обеспечивает тампонирование и ликвидацию зон поглощений промывочной жидкости в различных горно-геологических условиях.
Формула изобретения
Полимерная композиция для тампонирования скважин, включающая кар- бамидоформальдегидную смолу, поверхностно-активное вещество, отверди- тель, вспенивающую добавку и воду, отличающаяся тем, что, с целью повышения ее тампонирующей способности за счет увеличения индукционного периода начала вспениват ния и обеспечения одновременного окончания процессов вспенивания и отверждения композиции, она в качестве отвердителя содержит солянокис
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ | 2008 |
|
RU2386659C1 |
| Способ ликвидации зоны поглощения в скважине (варианты) | 2002 |
|
RU2224874C2 |
| Способ тампонирования скважин | 1982 |
|
SU1090847A1 |
| Способ проведения тампонажных работ в скважине в условиях вывалообразований и поглощения промывочной жидкости | 1989 |
|
SU1730433A1 |
| ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ | 2005 |
|
RU2285713C1 |
| Способ крепления зон осложнений | 1985 |
|
SU1317098A1 |
| ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ | 2002 |
|
RU2212520C1 |
| ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ | 1998 |
|
RU2147332C1 |
| Тампонажный состав для ликвидации зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин | 1971 |
|
SU1059132A1 |
| Способ предупреждения и ликвидации зон поглощений в скважине | 1988 |
|
SU1714081A1 |
Изобретение относится к тампонажным материалам для ликвидации зон поглощений промывочной жидкости в геологоразведочных скважинах. Цель - повышение тампонирующей способности композиции за счет увеличения индукционного периода начала вспенивания и обеспечения одновременного окончания процессов вспенивания и отверждения композиции. Полимерная композиция включает, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 50 - 75
нитрит натрия 2,0 - 3,2
солянокислый анилин 11,4 - 20,2
сульфанол 0,8 - 1,1
вода остальное. Композиция готовится непосредственно перед применением путем смешения двух предварительно приготовленных растворов. Первый раствор представляет собой смесь карбамидоформальдегидной смолы, нитрита натрия и сульфанола, а второй - водный раствор солянокислого анилина. Композиция имеет период индукции начала вспенивания от 2,5 до 7 мин и обеспечивает тампонирование и ликвидацию зон поглощений промывочной жидкости в различных горно-геологических условиях. 1 табл.
