Полимерный тампонажный состав

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Технический результат - улучшение прочностных характеристик тампонажного камня, расширение диапазона отверждения полимерного тампонажного состава и обеспечение его стабильности. Полимерный тампонажный состав включает карбамидоформальдегидную смолу и алюмохлорид и дополнительно ацетоноформальдегидную смолу, в соотношении карбамидоформальдегидной смолы к ацетоноформальдегидной смоле 1:0,07-1,3 соответственно, при следующем содержании компонентов, мас.%: карбамидоформальдегидная смола - 35,0-70,0; ацетоноформальдегидная смола - 5,0-45,0; алюмохлорид - 10,0-35,0. 1 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах.

Известен полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощений и водопритоков в скважинах, содержащий мочевиноформальдегидную смолу, резольную фенолформальдегидную смолу и отвердитель. В качестве отвердителя используют хлорное железо [а.с. №989042, Е 21 В 33/138, Б.И. №2, 1983 г.].

Недостатками известного полимерного состава являются: хрупкость тампонажного камня, короткое время потери текучести смеси (1,5 минуты).

Наиболее близким к предлагаемому составу является полимерный тампонажный состав, включающий карбамидоформальдегидную смолу и алюмохлорид [а.с. №1763638, Е 21 В 33/138, Б.И. № 35, 1992 г.].

Известный состав имеет следующие недостатки: узкий диапазон отверждения (до 90 мин), низкие прочностные свойства и усадка образующегося камня. Входящая в состав карбамидоформальдегидная смола имеет короткий срок хранения (два месяца со дня изготовления, ГОСТ 14231-88).

Технической задачей предложения является повышение эффективности и качества изоляции зон поглощения и ремонтно-изоляционных работ за счет улучшения прочностных характеристик полимерного тампонажного камня, расширения диапазона отверждения полимерного тампонажного состава и повышения стабильности состава.

Задача решается известным полимерным тампонажным составом, включающим карбамидоформальдегидную смолу и алюмохлорид.

Новым является то, что он дополнительно содержит ацетоноформальдегидную смолу, в соотношении карбамидоформальдегидной смолы к ацетоноформальдегидной смоле соответственно 1:0,07-1,3 при следующем содержании компонентов мас.%:

карбамидоформальдегидная смола35,0-70,0
ацетоноформальдегидная смола5,0-45,0
алюмохлорид10,0-35,0

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного состава, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию "изобретательский уровень".

Применяемая карбамидоформальдегидная смола марки КФЖ представляет собой однородную белого цвета суспензию по ГОСТ 14231-88.

Ацетоноформальдегидная смола представляет собой однородную жидкость от светлого до коричневого цвета по ТУ 2228-006-48090685-2002, марка АЦФ-75.

Алюмохлорид представляет собой жидкость светло-желтого или сероватого цвета с зеленоватым оттенком плотностью 1,180-1,247 г/см3 с содержанием основного вещества в пересчете на AlCl3 в пределах 200-300 г/л. Алюмохлорид обладает кислотными свойствами: рН товарного раствора алюмохлорида находится в пределах 0,8-2,0.

Алюмохлорид является отходом производства изопропилбензола и выпускается в соответствии с ТУ 38.102163-84.

Полимерный тампонажный состав готовят следующим образом.

Готовят смесь из карбамидоформальдегидной и ацетоноформальдегидной смол. Введение ацетоноформальдегидной смолы позволяет увеличить срок хранения смеси смол, следовательно, повысить стабильность состава. Затем при перемешивании добавляют отвердитель - алюмохлорид.

При смешивании этих смол происходит взаимодействие метилольных и аминных групп с образованием полимерной структуры, которая затем отверждается в присутствии алюмохлорида. Предлагаемый состав при соотношении карбамидоформальдегидной смолы к ацетоноформальдегидной смоле соответственно 1:0,07-1,3 при следующем содержании компонентов, мас.%:

карбамидоформальдегидная смола35,0-70,0
ацетоноформальдегидная смола5,0-45,0
алюмохлорид10,0-35,0

позволяет улучшить прочностные характеристики полимерного тампонажного камня, расширить диапазон отверждения полимерного тампонажного состава и обеспечить стабильность полимерного тампонажного состава.

Время отверждения определяли визуально. Промежуток времени с момента приготовления полимерного тампонажного состава, через который исследуемая смесь начинает течь непрерывной струей с конца стеклянной палочки, после ее окунания в смесь, принята за время начала отверждения. Периодически наклоняя стаканы, фиксировали время, когда мениск исследуемой смеси перестает смещаться. Время отверждения смеси рассчитывали как среднюю арифметическую величину. Определенное таким образом время является временем конца отверждения испытуемой смеси.

Прочностные характеристики отвержденных образцов определяли по ГОСТ 26798.1-96.

Стабильность состава определяли по изменению технологических показателей во времени.

Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления предложения в лабораторных условиях.

Пример 1.

Приготовили смесь смол в соотношении карбамидоформальдегидной смолы к ацетоноформальдегидной смоле соответственно 1:1 при следующем содержании компонентов, мас.%:

карбамидоформальдегидная смола35,0
ацетоноформальдегидная смола35,0

Для этого к карбамидоформальдегидной смоле добавили ацетоноформальдегидную смолу и перемешали. Половину приготовленной смеси отобрали для определения стабильности состава.

Ко второй половине приготовленной смеси смол прилили 30 мас.% алюмохлорида и перемешали. Время отверждения составило 3 часа 10 минут. Образующийся тампонажный камень в течение 7 суток проявлял пластичность, а через 7 суток прочность его составила 20,6 МПа.

Отобранная смесь смол не изменяла свои технологические показатели в течение 12 месяцев.

Примеры 2-7 производят аналогично примеру 1.

Соотношения компонентов в полимерном тампонажном составе, технологические параметры тампонажного раствора и камня предлагаемого состава и прототипа приведены в таблице 1.

Уменьшение массового содержания карбамидоформальдегидной смолы ниже 35% и увеличение содержания ацетоноформальдегидной смолы больше 45% ведет к излишнему увеличению времени отверждения состава, ухудшению технологических показателей. Увеличение массового содержания карбамидоформальдегидной смолы больше 70% ведет к ухудшению прочностных характеристик тампонажного камня с одновременным ухудшением стабильности состава.

Из таблицы видно, что предлагаемый полимерный тампонажный состав, включающий карбамидоформальдегидную смолу и ацетоноформальдегидную смолу в соотношении 1:0,07-1,3 и алюмохлорид при следующим содержании компонентов, мас.%:

карбамидоформальдегидная смола35,0-70,0
ацетоноформальдегидная смола5,0-45,0
алюмохлорид10,0-35,0

позволяет повысить эффективность и качество изоляции зон поглощения, и ремонтно-изоляционных работ за счет улучшения прочностных характеристик полимерного тампонажного камня, расширения диапазона отверждения полимерного тампонажного состава и увеличения стабильности состава.

Полимерный тампонажный состав, включающий карбамидоформальдегидную смолу и алюмохлорид, отличающийся тем, что он дополнительно содержит ацетоноформальдегидную смолу в соотношении карбамидоформальдегидной смолы к ацетоноформальдегидной смоле 1:0,07-1,3 соответственно, при следующем содержании компонентов, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола35,0-70,0
Ацетоноформальдегидная смола5,0-45,0
Алюмохлорид10,0-35,0



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и используется в процессе крепления нефтяных и газовых скважин при приготовлении тампонажных растворов. .

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к технологии вскрытия бурением пласта с интенсивным и катастрофическим поглощением бурового раствора.
Изобретение относится к геотехнологическим способам добычи полезных ископаемых, в частности к способам извлечения нефти из неустойчивых или слабосцементированных коллекторов.
Изобретение относится к геотехнологическим способам добычи полезных ископаемых, в частности к способам извлечения нефти из неустойчивых или слабосцементированных коллекторов.

Изобретение относится к способу ограничения водопритока в скважину, обеспечивающему блокирование водонасыщенных интервалов пласта и может найти применение в нефтяной и газовой промышленности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано в процессе крепления пологих и горизонтальных скважин. .
Изобретение относится к области производства строительных материалов, в частности тампонажных цементов, предназначенных для цементирования нефтяных, газовых и геотермальных скважин, с целью изоляции их от проникновения воды и водных растворов.

Изобретение относится к способу получения микрогелей регулируемого размера, которые могут использоваться в нефтяной и газовых скважинах для предупреждения притока воды.
Изобретение относится к геотехнологическим способам добычи полезных ископаемых, в частности к заканчиванию и ремонту нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а также к области строительства, в частности к составу для снижения фильтрационной способности пористых сред, блокирования и ограничения водопритоков через пористые среды, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для изоляции водопритоков в скважину и выравнивания ее профилей приемистости, а также в строительстве для ограничения фильтрации воды в/через строительные конструкции, среды, строительные системы, выполненные из пористого материала
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для устранения миграции флюидов в каналах крепи скважин, находящихся в эксплуатации, при простое, консервации

Изобретение относится к изоляционным работам при бурении и эксплуатации нефтяных, нагнетательных и газовых скважин

Изобретение относится к тампонажным растворам

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи, вследствие чего повышается нефтеотдача

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проведению работ по разобщению пластов при креплении скважин обсадными колоннами с переменным температурным режимом при строительстве, эксплуатации и капитальном ремонте скважин подземного хранения газа, а также для других изоляционных и блокирующих процессов

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и касается составов тампонажных материалов, используемых при цементировании обсадных колонн в условиях многолетних мерзлых пород
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при цементировании обсадных колонн

Изобретение относится к области строительства скважины и направлено на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при креплении скважин от загрязняющих и кольматирующих действий фильтрата и продуктами гидратации цементного раствора под высоким давлением его закачивания
Наверх