Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к изоляционным работам при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Цель изобретения -улучшение технологических свойств состава за счет снижения усадки и расширения временного диапазона регулирования скорости отверждения при температуре до 120°С при одновременном снижении его токсичности.
Полимерный состав содержит мочеви- ноформальдегидную и/или фенолфор- мальдегидную смолу и лигносульфонаты в качестве отвердителя при следующем соотношении ингредиентов, мае. %: Мочевиноформальдегидная и/или фенолформальдегидная смола70,0-99,9
Лигносульфонаты0,1-30,0
Для приготовления состава используют любые лигносульфонаты - порошкообразные или жидкие, в том числе: концентраты сульфитно-дрожжевой бражки порошкообразные (КПБ); барда сульфитно-спиртовая конденсированная порошкообразная (КССБ-1,2); феррохромлиг- носульфонат порошкообразный (ФХЛС); барда сульфитно-спиртовая хромированная конденсированная порошкообразная (КССБ-4).
Смолы мочевиноформальдегидные и фенолформальдегидные жидкие или сухие (водорастворимые) любых марок, в том числе: мочевиноформальдегидная смола КС-11; мочевиноформальдегидная смола. Крепитель М; фенолформальдегидная смола СФЖ-3024; фенолформальдегидная смола СФЖ-3024А.
В результате взаимодействия альдегидных и фенольных групп лигносульфонатов с метилольными группами мочевиноформаль- дегидных смол или фенольными ядрами фе- нолформальдегидных смол макромолекулы лигносульфонатов становятся связующими мостиками, т.е. выполняют функцию отвер- дителей для мочевиноформальдегидных или фенолформальдегидных смол. А поскольку связующие фрагменты (молекулы лигносульфонатов) являются достаточно гибкими
(Л
С
-ч ы о
4 00 4
и объемными элементами в структуре отвер- жденного смоло-лишосульфонатного компаунда, то это приводит к резкому уменьшению его усадки. Кроме того, различие структуры, количества реакционноспо- собных групп молекул различных видов (марок) лигносульфонатов позволяет в широких пределах регулировать время отверждения состава.
Отсутствие в составе токсичных отвер- дителей - кислот и щелочей - снижает его общую токсичность, а остаточные формальдегид и фенолы, входящие в смолы, связываются в процессе поликонденсации с лигносульфонатами. что дополнительно снижает токсичность отвержденного состава.
Верхний температурный предел состава 120°С определяется сокращением времени гелеобрэзования состава, что ухудшает технологические свойства состава, и относительно низкой стабильностью отвержденной композиции на основе моче- виноформальдегидных смол.
Приме-р 1. К 96% (г) смолы КС-11 при перевешивании добавлено 4% (г) лигно- сульфоната КБП, Полученный состав тер- мостатировали при 60 и 80°С. Время отверждения составило соответственно 15 и 1,5 ч. Усадка твердого продукта составила 0,6 и 0,8% соответственно.
Пример 2. К 99,9% (г) смолы Крепитель М при перемешивании добавлено 0,1% (г) лигносульфоната ФХЛС. Полученный состав термостатировали при 120°С. Время отверждения составило 3 ч. Усадка твердого продукта 0,6%.
Пример 3. К 92% (г) смолы СФЖ-3024 при перемешивании добавлено 8% (г) лигносульфоната марки КССБ-2. Полученный состав термостатировали при 80°С, Время отверждения составило 2 ч. Усадка твердого продукта 0,4%.
Пример 4 (опыт 16). К 45% (г) КС-11 при перемешивании добавлено 45% (г) смолы СФЖ-3024 и 10% (г) лигносульфоната марки КССБ-2. Полученный состав термостатировали при 80°С. Время отверждения составило 3 ч. Усадка твердого продукта 0,4%.
Составы и их свойства приведены в таблице.
При уменьшении содержания лигносульфоната менее 0, t% отверждение смолы не происходит. При увеличении содержания лигносульфоната более 30% состав теряет подвижность (прокачиваемость).
Состав испытан на герметизирующую способность набивного песчаного керна
проницаемостью по воде 0,186 мкм . В указанный керн закачивали один пороговый объем состава. После выдержки керна в течение 24 ч при температуре 60°С проверяли
проницаемость по воде при прежнем и утроенном давлении.
Как видно из приведенных данных, состав имеет повышенные технологические свойства за счет уменьшения усадки твердого продукта, легкости регулирования времени отверждения в широком диапазоне температур путем изменения содержания лигносульфоната и его вида, а также отсутствия токсичных компонентов - кислоты или
щелочи.
Полимерный состав может быть использован для любых изоляционных работ в скважинах, в том числе для ликвидации за- колонных перетоков (с наполнителем и без),
ограничения прорыва пластовых и закачиваемых вод, ликвидационного или первичного тампонирования скважин и т.п.
Данный полимерный состав совместим и может применяться с известными модифицирующими добавками: регуляторами рН среды, например кислотами, щелочами, кислыми или щелочными солями; газообразо- вателями, например алюминиевой пудрой, порошкообразным магнием и т.п.; плэстификаторами, например добавками ПАВ, гли- колями, глицерином, фтдлатами и т.п.; наполнителями, например керогеном, гли- нопорошком, глинистым буровым раствором, асбестом, аэросилом, органоаэросилом,
белой и черной сажей, силикагелем, диатомитом, перлитом, мелом и т.п.; растворителями, например водой, солевыми растворами, спиртами, кетонами и их смесями.
Формула изобретения
Полимерный состав для проведения изоляционных работ в скважине, включаю- щий мочевинофорМальдегидную и/или фе- нолформальдегидную смолу и отвердитель, отличающийся тем, что, с целью улучшения его технологических свойств за счет снижения усадки и расширения вре- менного диапазона регулирования скорости отверждения при температуре до 120°С при одновременном снижении его токсичности, он в качестве отвердителя содержит лигносульфонаты при следующем соотно- шении ингредиентов, мае. %: Мочевиноформальдегидная и/или фенолформальдегид- ная смола70-99,9
Лигносульфонаты0,1-30.
Состав и основные свойства предлагаемого полимерного тампонажного материала
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ | 2010 |
|
RU2426865C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОДЫ В СКВАЖИНУ | 2010 |
|
RU2426863C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ (ВАРИАНТЫ) | 2009 |
|
RU2386662C1 |
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ | 2010 |
|
RU2426866C1 |
Полимерный состав для крепления призабойной зоны скважины | 1981 |
|
SU1065580A1 |
КОМПОЗИЦИЯ | 1994 |
|
RU2089577C1 |
Полимерное связующее | 1982 |
|
SU1063815A1 |
Композиция для получения пенопласта | 1979 |
|
SU896011A1 |
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) | 2001 |
|
RU2215009C2 |
ПОРОШКОВЫЙ КОНЦЕНТРАТ ДЛЯ ВЯЗКОУПРУГОГО РАЗДЕЛИТЕЛЯ БУРОВЫХ ПОТОКОВ "КЕМФОР-КОМПАУНД" | 2002 |
|
RU2243983C2 |
Полимерный состав для проведения изоляционных работ в скважине содержит, мае. %: мочевиноформальдегидная и/или фенолформальдегидная смола 70,0-99,9; лигносульфонат 0,1-30. 1 табл.
Тампонажный раствор | 1975 |
|
SU597814A1 |
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок | 1922 |
|
SU21A1 |
Тампонажный раствор | 1976 |
|
SU592965A1 |
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок | 1922 |
|
SU21A1 |
Авторы
Даты
1992-04-30—Публикация
1989-05-16—Подача