Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины
Владельцы патента RU 2348673:
Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") (RU)
Изобретение относится к составу для изоляции и ограничения водопритока в скважины и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий, мас.%: ацетоноформальдегидную смолу 20,0-70,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,5-4,0, эластомер - натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков 0,05-50,0, инициатор полимеризации 0,5-10,0, вода остальное. Технический результат - повышение изолирующих и упругодеформационных свойств, увеличение устойчивости к агрессивным пластовым средам. 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам на основе полимерных композиций, отверждаемых в пластовых условиях для изоляции и ограничения водопритока и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.
Известны составы для изоляции и ограничения водопритоков на основе синтетических смол, отверждаемых в пластовых условиях (см. Блажевич В.А., Умрихина В.А. Тампонажные материалы для РИР в скважинах. Уфа, 1992 г., с.44-50).
Недостатками известных составов являются температурные ограничения по их применению в связи с быстрыми нерегулируемыми сроками их отверждения.
Известен полимерный тампонажный состав, содержащий карбамидоформальдегидную смолу и дополнительно ацетоноформальдегидную смолу, кислый отвердитель - алюмохлорид (патент РФ №2259469, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. 27.08.2005 г.).
Недостатками известного состава являются коррозионная активность, малые сроки отверждения, усадка, хрупкость и низкая устойчивость образующего полимерного камня к агрессивным пластовым средам.
Наиболее близкий по технической сущности к изобретению является изолирующий состав, содержащий ацетоноформальдегидную смолу, окзил-СМ, отвердитель - щелочь (углекислый натрий или калий) и воду или 30%-ный водный раствор хлористого натрия. (патент РФ №2272905, МПК 7 Е21В 43/32, опубл. 27.03.2006 г.).
Недостатками известного состава являются отсутствие устойчивости к разбавлению пластовыми водами, отсутствие деформационной стойкости к ударным воздействиям, отсутствие стабильности в различных термобарических условиях и небольшой срок годности готового изолирующего материала.
В основу предложенного изобретения положена задача создания состава для изоляции и ограничения водопритоков в скважины, обладающего высокими изолирующими свойствами, упругодеформационными свойствами, устойчивостью к разбавлению пластовыми водами, устойчивостью образующего полимерного камня к агрессивным пластовым средам и регулируемой динамикой повышения структурно-механических свойств во времени, позволяющего применять его в различных термобарических условиях.
Поставленная задача решается так, что состав для изоляции и ограничения водопритоков в скважины, включающий ацетоноформальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) и натуральный или синтетический каучук при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ацетоноформальдегидная смола | 20,0-70,0 |
| ПАВ или их смесь | 0,5-4,0 |
| Натуральный или синтетический каучук, или их смесь | 0,05-50,0 |
| Инициатор полимеризации | 0,5-10,0 |
| Вода | остальное |
Ацетоноформальдегидную смолу берут марки АЦФ, которая является продуктом поликонденсации ацетона с формальдегидом и выпускается по ТУ 228-006-90685-2002 или по ГОСТ 25820-83 в виде однородной, вязкой жидкости.
В качестве ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы, например, ОП-10 - продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена по ГОСТ 8433-81; неонолы АФ9 - 6,8,9,10,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе триммеров пропилена берут по ТУ 2483-077-05766801-98; сульфонол по ТУ 07510508; нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197705-00 или их смеси.
В качестве натуральных или синтетических каучуков или их смеси используют, например, латекс по ТУ 38.303-05-45-94 марки СКС-65ГПБС, СКД-Л250 по ТУ 3810-3-696-89, изм. 2 от 01.03.94, СКД-ПС по ТУ 3810-3-248-84 изм. 5 от 01.07.96, БС-65А по ТУ 38.103550-84, БМ-5 по ТУ 38.40373-01, ДВХБ-Ш по ТУ 2294-049-05766764-02, ВДВХМК по ТУ 2294-049-05766764-02, СКН-40ИХМ по ТУ 38.10354-76, RSS-1 (Индонезия), SVR 3L (Вьетнам), представляющих собой водную дисперсию каучукоподобных полимеров (рН 10-11) молочного цвета.
В качестве инициатора полимеризации могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или натр едкий (каустик жидкий) РД по ГОСТ 2263-796.
Приведем пример приготовления полимерной композиции.
Пример 1. К 68,3 граммам ацетоноформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 22,4 грамка каучук - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 0,3 грамм, воды - 0,1 грамм, затем при перемешивании дозатором вводят 8,4 грамма ЩСПК и 0,5 грамма каустик. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после этого состав оставляют до полного отверждения. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 1.
| Таблица 1 | ||||||||||
| № п/п | Ацетоноформальдегидная смола | Компонентный состав, мас.% | Инициатор полимеризации | Время отверждения, час/мин при температуре, °С | ||||||
| Натуральный или синтетический каучук | ПАВ | Вода | ||||||||
| ЩСПК | натр едкий | |||||||||
| 25-40 | 40-90 | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||
| 1 | 68,3 | СКС-65-ГПБС | 22.4 | Неонол АФ9-12 | 0,2 | 0,2 | 8.4 | 0,5 | 2/30-3/20 | 0/40-1/10 |
| 12 | 68,3 | СКС-65-ГПБС БС-65А | 12.4 10,0 | Неонол АФ9-9 ОП-10 | 0,1 0,1 | 0,2 | 8.9 | 0 | 2/30-3/20 | 0/40-1/10 |
| 21 | 61,2 | СКД-Л250 | 29.8 | Неонол АФ9-6 | 0,1 | 0 | 8.2 | 0,7 | 1/55-2/20 | 0/20-1/35 |
| 22 | 61,2 | СКД-Л250 SVR3L | 19.8 10,0 | Неонол АФ9-6 Сульфонол | 0,05 0,05 | 0 | 8.2 | 0,7 | 1/55-2/20 | 0/20-1/35 |
| 31 | 58,5 | СКД-ПС | 32 | Неонол АФ9-10 | 0,4 | 0,2 | 8 | 0,9 | 3/35-5/50 | 0/35-2/40 |
| 32 | 58,5 | СКД-ПС RSS-1 | 22,0 10.0 | Неонол АФ9-10 Нефтенол МЛ | 0,2 0,2 | 0,2 | 0 | 8,9 | 3/35-5/50 | 0/35-2/40 |
| 41 | 44 | БС-65А | 46,0 | Неонол АФ9-12 Неонол АФ9-6 | 0,2 0.2 | 0,5 | 8 | 1,1 | 3/15-4/40 | 0/15-2/35 |
| 42 | 44 | БС-65А ДВХБ-Ш | 26,0 20,0 | Неонол АФ9-8 Неонол АФ9-6 | 0,2 0,2 | 0,5 | 8 | 1,1 | 3/15-4/40 | 0/15-2/35 |
| 51 | 56,2 | БМ-5 | 35,0 | Неонол АФ9-12 | 0,4 | 0 | 7,1 | 1,3 | 1/30-2/15 | 0/20-1/35 |
| 52 | 56,2 | БМ-5СКН-40ИХМ | 25,0 10,0 | Неонол АФ9-12 Неонол АФ9-9 | 0,3 0,1 | 0 | 8,4 | 0 | 1/30-2/15 | 0/20-1/35 |
| 61 | 52,0 | ДВХБ-Ш | 36,9 | Неонол АФ9-6 | 0,1 | 1 | 7 | 3 | 1/45-5/20 | 0/25-1/00 |
| 62 | 52,0 | RSS-1 ВДВХМК | 16,9 20,0 | Неонол АФ9-6ОП-10 | 0,05 0,05 | 2 | 0 | 9 | 1/45-5/20 | 0/25-1/00 |
| 71 | 75 | ДВХБ-Ш | 15.0 | Неонол АФ9-12 | 0,5 | 0,1 | 7,3 | 2,1 | 5/50-7/45 | 0/35-5/10 |
| 81 | 50,0 | ВДВХМК SVR3L | 19,0 20,0 | Неонол АФ9-10 Неонол АФ9-12 | 0,2 0,1 | 0,7 | 8 | 2 | 1/10-4/00 | 0/25-1/00 |
| 91 | 65 | СКН-40ИХМ | 25,5 | Неонол АФ9-10 | 0,4 | 0,1 | 8,4 | 0,6 | 3/35-5/45 | 0/35-3/45 |
| 10 по прототипу | 80 | вода-14,0 или 30% раствор NaCl-0,5 | Окзил-СМ-0,5 | Na2СО3-5,0 | 12/00 -0/30 |
Для подтверждения эффективности предлагаемого состава для изоляции и ограничения водопритока в скважины в лаборатории проводят исследования времени полимеризации композиции, изоляционных и структурно-механических свойств образующегося в результате реакции полимерного камня.
Время полимеризации композиции определяют с момента смешения всех компонентов до момента полной полимеризации и потери текучести. За критерий оценки изолирующей эффективности композиции принят остаточный фактор сопротивления (η), который определяют по следующей формуле:
η=(К0-К1)·100/К0
где К0 - коэффициент проницаемости до закупорки модели пласта, мкм2; K1 - коэффициент проницаемости после закупорки модели пласта, мкм2.
Исследования проводили на послойно-неоднородных моделях пласта, сечением 60 мм и длиной 1000 мм, состоящего из высокопроницаемой (800-1200 мД) и низкопроницаемой (50-140 мД) зон, разделенных непроницаемой мембраной и подключенных к одной напорной емкости. Необходимые значения проницаемости достигались степенью помола дезинтегрированного керна реальных месторождений.
Структурно-механические свойства полимеризованного камня определяют по ГОСТ 310.4-84 и ГОСТ 26798.2-85.
Адгезионные свойства полимеризованного камня с поверхностью металла (σм), горной породой (σп) и цементным камнем (σк) определялись методом сдвига коаксиально расположенных цилиндров диметром 25 и 50 мм и длиной 50 мм, в кольцевом пространстве которых полимеризовывалась композиция.
Результаты испытаний приведены в таблице 2.
| Таблица 2 | |||||||
| № состава из табл.1 | Прочность, МПа | Адгезия, МПа | Насыщающая жидкость | Остаточный фактор сопротивления (η) | |||
| При изгибе | При сжатии | σм | σк | σп | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 11 | 7,1 | 22,1 | 0,92 | 0,81 | 0,75 | нефть/вода | 100 |
| 12 | 7,2 | 22,6 | 0,91 | 0,89 | 0,75 | нефть/вода | 100 |
| 21 | 6,9 | 24,8 | 0,75 | 0,93 | 0,79 | нефть/вода | 100 |
| 22 | 6,7 | 24,6 | 0,73 | 0,91 | 0,77 | нефть/вода | 100 |
| 31 | 7,7 | 24,5 | 0,72 | 0,97 | 0,59 | нефть/вода | 100 |
| 32 | 7,8 | 24,9 | 0,70 | 0,95 | 0,58 | нефть/вода | 100 |
| 41 | 7,9 | 16,9 | 0,95 | 0,89 | 0,73 | нефть/вода | 100 |
| 42 | 7,7 | 16,7 | 0,97 | 0,88 | 0,74 | нефть/вода | 100 |
| 51 | 7,4 | 21,3 | 0,95 | 0,91 | 0,79 | нефть/вода | 100 |
| 52 | 7,3 | 21,2 | 0,96 | 0,92 | 0,78 | нефть/вода | 100 |
| 61 | 8,4 | 26,6 | 0,97 | 0,87 | 0,77 | нефть/вода | 100 |
| 62 | 8,3 | 26,5 | 0,96 | 0,88 | 0,76 | нефть/вода | 100 |
| 71 | 7,3 | 23,2 | 0,91 | 0,81 | 0,71 | нефть/вода | 100 |
| 81 | 8,9 | 27 | 0,89 | 0,79 | 0,75 | нефть/вода | 100 |
| 91 | 9,1 | 27,9 | 0,82 | 1,02 | 0,79 | нефть/вода | 100 |
| 10 прототип | 6,9 | 24,3 | 0,78 | 0,93 | 0,68 | вода | 100 |
По свойствам заявленного состава, приведенного в таблицах 1, 2, видно, что использование заявляемого состава для изоляции ограничения водопритоков в скважины позволит в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта. Образование полимерного камня при взаимодействии всех компонентов композиции происходит в поровом пространстве как терригенного, так и карбонатного коллектора. В результате образуется полимерный камень высокой прочности, устойчивый к воздействию агрессивных пластовых сред и кислотно-щелочных растворов, достигается повышенная стабильность полимерного камня, способность к заполнению микротрещин, а также повышенная адгезия с металлом, горной породой, цементным камнем и деформационная стойкость к ударным воздействиям.
Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий ацетоноформальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ и эластомер - натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ацетоноформальдегидная смола | 20,0-70,0 |
| ПАВ или смесь ПАВ | 0,5-4,0 |
| Указанный эластомер | 0,05-50,0 |
| Инициатор полимеризации | 0,5-10,0 |
| Вода | остальное |
