Состав для изоляции водопритоков в скважине
Использование: бурение и крепление нефтяных скважин и предназначено для ограничения водопритоков в скважине. Сущность: состав для изоляции водопритоков в скважине содержит (мас.%) щелок черный моносульфитный (в качестве лигносульфонатного реагента) 35-54; мочевина 15-30; формалин 15-36 и сульфат алюминия.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к водоизолирующим составам, и предназначается для ограничения водопритоков в скважине во время добычи нефти, а также для изоляции зон осложнений при строительстве скважин.
Изобретение также может быть использовано для гидроизоляции грунтов в строительстве. Известен состав для изоляции притока пластовых вод в скважину (см. а.с. СССР N 1110894, кл. Е 21В 33/138, 1983 г.), содержащий водный раствор полимера и формалин при следующем соотношении ингредиентов, мас. сополимер метакриламида и гидрохлорида диэтиламиноэтилметакрилата 5,18-6,72; формалин 16-26 и вода 68,82-77,28. Однако указанный известный состав обладает низкой прочностью изоляционного материала и низкой адгезией к породе, а образующийся изоляционный экран подвержен усадке и способен размываться в пласте. Наиболее близким к заявляемому составу является состав для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах (см. а.с.СССР N 1588860, кл. Е 21В 33/138, 1988 г.), содержащий технические лигносульфонаты (ЛСТ) 22-30% бихромат натрия 4-8% алюмохлорид 5-10% и воду до 100% Указанный известный состав является неразмываемым, и у него отсутствует усадка. Однако и этот указанный известный состав обладает низкой прочностью изоляционного материала и низкой адгезией к породе. Целью настоящего изобретения является повышение прочности образующегося изоляционного материала и увеличение его адгезии к породе пласта при одновременном сохранении у него свойств неразмываемости и исключения усадки. Поставленная цель достигается тем, что известный состав для изоляции водопритоков в скважине, включающий лигносульфонатный реагент и соль алюминия, дополнительно содержит мочевину и формалин, в качестве лигносульфонатного реагента он содержит щелок черный моносульфитный (ЩЧМ), а в качестве соли алюминия сульфат алюминия при следующем соотношении ингредиентов, мас. щелок черный моносульфитный 35-54; мочевина 15-30; формалин 15-36; сульфат алюминия 1-5. Предлагаемый состав отличается от известного использованием новых добавок мочевины и формалина, также новым видом лигносульфонатного реагента и соли алюминия, и другим соотношением ингредиентов. Из анализа патентной и научно-технической литературы использование такого сочетания ингредиентов для поставленной в техническом решении цели нам не известно. Совместное введение в предлагаемый состав ЩЧМ, мочевины, формалина и сульфата алюминия в их указанном соотношении, неожиданно привело к повышению прочности изоляционного материала и увеличению его адгезии к породе пласта при сохранении неразмываемости и исключении усадки. Достигаемый заявляемым составом эффект, по нашему мнению, может быть объяснен следующим образом. При взаимодействии формалина с мочевиной, по-видимому, идет процесс конденсации. Но конденсация мочевины с формалином с образованием нового высокомолекулярного полимера, не растворимого в воде и в углеводородах, в обычных условиях не идет, т.к. необходима кислая среда. Использование обычных кислот в скважинных условиях невозможно ввиду быстрого твердения состава, что создает опасность тампонирования скважины в процессе закачки состава. Применение же сульфата алюминия исключает этот процесс, поскольку за счет гидролиза его образуется слабокислая среда и даже случайная передозировка последнего не опасна. ЩЧМ, по-видимому, также участвует в процессе конденсации за счет своих функциональных группировок с образованием дополнительных поперечных связей в полимере. А кроме того, в процессе твердения состава, возможно, еще образуются связи состав-порода пласта, также за счет функциональных группировок ЩЧМ. Благодаря этому, образующийся из предлагаемого состава изоляционный материал будет обладать прочностью и высокими адгезионными свойствами. Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: щелок черный моносульфитный (ЩЧМ) отход при сульфитной варке целлюлозы по ТУ 13-7308-453-84, представляет собой однородную густую жидкость темно-коричневого цвета, имеет рН не менее 4, содержит не более 5% золы к массе сухих веществ, обладает условной вязкостью по В3-4 не более 80 с и содержит в своем составе: сухих веществ не менее 50% общей серы 6,61% летучих кислот 0,58% азота 5,29% фурфулола 0,67% гемицеллюлозы 47% лигносульфонатов аммония 42% мочевина (карбамид) кристаллический порошок белого цвета, ГОСТ 6691-77; формалин, представляет собой 37%-ный водный раствор формальдегида, бесцветная прозрачная жидкость с резким специфическим запахом, ГОСТ 1625-78; сульфат алюминия, порошок белого цвета, ГОСТ 3758-75. Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером. Пример. Для получения заявляемого состава брали 46 г ЩЧМ, вводили в него 16 г мочевины, 2 г сульфата алюминия и 36 г формалина, представляющего собой 37% -ный раствор формальдегида. Смесь тщательно перемешивали до полного взаимного растворения компонентов и получали заявляемый состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. ЩЧМ 46, мочевина 16, формалин 36 и сульфат алюминия 2. Аналогично готовили другие составы с различными соотношениями ингредиентов. Далее в ходе лабораторных работ определяли следующие свойства предлагаемого состава: время отверждения, прочность образующегося изоляционного материала и его адгезионные свойства, а также его усадку и размываемость. Время отверждения определяли визуально при заданной в термостате температуре. Прочность образующегося изоляционного материала определяли на приборе Михаэлиса. Размываемость образцов определяли весовым методом по изменению в весе до и после помещения в пластовую воду, пресную воду и углеводороды. Усадку определяли визуально по изменению объема отвердевшего состава до и после помещения в пластовую, пресную воду и углеводороды. Адгезионные свойства заявляемого состава определяли следующим образом. Навеску с заявляемым составом помещали между двумя образцами горной породы. Затем эти образцы сжимали между собой с усилием в 5 кг в течение 10 мин и на разрывной машине определяли усилие, необходимое для отделения одного образца от другого. Данные об ингредиентном составе и свойствах предлагаемого и известного по прототипу составов приведены в таблице. Данные, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый состав обладает следующими преимуществами по сравнению с известным по прототипу: прочность изоляционного материала, образующегося из предлагаемого состава, в 3,1-4,3 раза выше, чем у известного состав; заявляемый состав по своим адгезионным свойствам в 2,9-4,2 раза превосходит известный; наряду с указанным, предлагаемый состав сохраняет свойство неразмываемости, и у него отсутствует усадка.Формула изобретения
Состав для изоляции водопритоков в скважине, включающий лигносульфонатный реагент и соль алюминия, отличающийся тем, что он дополнительно содержит мочевину и формалин, а в качества лигносульфонатного реагента и соли алюминия соответственно щелок черный моносульфитный и сульфат алюминия при следующем соотношении ингредиентов, мас. Щелок черный моносульфитный 35 54 Мочевина 15 30 Формалин 15 36 Сульфат алюминия 1 5РИСУНКИ
Рисунок 1
Похожие патенты:
Способ заканчивания горизонтальных скважин // 2061838
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разобщении газовой и нефтяной, нефтяной и водоносной частей пласта
Изобретение относится к нефтедобывающей пpомышленности для технологической обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин в том числе
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при последовательной перекачке жидкостей, для предупреждения их перемешивания, в качестве буферной жидкости, для ликвидации осложнений при бурении скважин
Тампонажный состав // 2060360
Изобретение относится к бурению скважин и добыче нефти из них, в частности к производству тампонажных составов, и предназначается для изоляции водоносных пластов как в бурящихся, так и в нефтедобывающих скважинах
Способ селективной закупорки высокопроходимых областей в подземных углеводородсодержащих отложениях // 2060359
Изобретение относится к способам селективной закупорки высокопроходимых зон подземных углеводородосодержащих отложений путем увеличения задержки, связанной с образованием полимерных гелей
Изобретение относится к способу снижения или полного прекращения притока воды из месторождения в по крайней мере одну часть скважины для добычи нефти и/или газообразных углеводородов, которая проходит через (пересекает) месторождение, причем, исходя от скважины в часть месторождения, в которой хотят снизить или прекратить приток воды, вводят водный раствор сополимера и затем скважину вводят в действие для получения нефти и/или газообразных углеводородов, причем флюиды, которые имеются в месторождении, вступают в контакт с указанной, содержащей адсорбированный сополимер частью месторождения и нефть и/или газообразные углеводороды проходят эту часть месторождения и попадают в скважину, в то время как проход месторождения снижается
Способ кольматации стенок скважины // 2060353
Тампонажный раствор // 2059793
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к получению тампонажного раствора на основе цемента, включающего соли кальция, воду, и может быть использовано при цементировании скважин
Тампонажный раствор // 2059792
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к получению тампонажного раствора на основе цемента, включающего соли кальция, воду, и может быть использовано при цементировании скважин
Способ получения цемента // 2101246
Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента
Способ подготовки скважины к цементированию // 2102581
Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию
Состав для блокирования водоносных пластов // 2102593
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагревательных скважинах
Тампонажный раствор // 2103476
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103497
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103498
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103499
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Состав для блокирования водоносных пластов // 2103500
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к составам для блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов
Способ изоляции зон поглощения // 2106476
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин