Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины
Владельцы патента RU 2348674:
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 содержит, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 20,0-70,0, поверхностно-активное вещество - ПАВ или смесь ПАВ 0,5-4,0, натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков 0,05-50,0, инициатор полимеризации 0,5-3,0, 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, кислый отвердитель - гидроксохлористый алюминий и цеолиты (Патент РФ №2212520, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. 20.09.2003 г.).
Недостатками известного состава являются коррозионная активность, малые сроки отверждения и низкая устойчивость образующего полимерного камня к агрессивным пластовым средам.
Наиболее близким по технической сущности к изобретению является изолирующий состав, содержащий карбамидоформальдегидную смолу, окзил - СМ, отвердитель - соль алюминия в виде кристаллогидрата и воду (Патент РФ №2272892, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 г.).
Недостатками известного состава являются отсутствие устойчивости к разбавлению пластовыми водами, отсутствие деформационной стойкости к ударным воздействиям 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 образующегося полимерного камня к агрессивным пластовым средам и регулируемой динамикой повышения структурно-механических свойств во времени.
Поставленная задача решается так, что состав для изоляции и ограничения водопритоков в скважины, включающий карбамидоформальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) и натуральный или синтетический каучук при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Карбамидоформальдегидная 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 |
Карбамидоформальдегидную смолу берут марки КФМХ, которая является продуктом поликонденсации мочевины, формальдегида и диэтиленгликоля и выпускается по ТУ 6-06-59-89 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 АФ-9 - 4, 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 алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами по ТУ 38.302163-89.
Приведем пример приготовления полимерной композиции.
Пример 1. К 68,3 г карбамидоформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 22,4 г каучука - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 0,3 г, воды - 0,1 г и ЩСПК - 0,5 г, затем при перемешивании дозатором вводят 8,4 г гидроксохлористого алюминия. 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 | Компонентный состав, мас.% | Время отверждения, час/мин при температуре, °С | ||||||||
| Карбамидоформальдегидная смола | Натуральный или синтетический каучук | ПАВ | Вода | Инициатор полимеризации | ||||||
| Гидроксохлористый алюминий | ЩСПК | |||||||||
| 25-40 | 40-90 | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 6 | 7 | 8 | 9 | |||
| 11 | 68,3 | СКС-65-ГПБС | 22.4 | Неонол АФ9-12 | 0,3 | 0,4 | 8.4 | 0,5 | 3/00-4/40 | 0/50-1/20 |
| 12 | 68,3 | CKC-65-ГПБС БС-65А | 12.4 10,0 | Неонол АФ9-12 Неонол АФ9-10 | 0,2 0,1 | 0,1 | 8,4 | 0,5 | 3/00-4/40 | 0/50-1/20 |
| 21 | 60,2 | СКД-Л250 | 30.8 | Неонол АФ9-6 | 0,1 | 0 | 8,4 | 0,5 | 2/05-2/40 | 0/20-1/55 |
| 22 | 60,2 | СКД-Л250 БС-65А | 20.8 10,0 | Неонол АФ9-6 Сульфонол | 0,05 0,05 | 0 | 8,4 | 0,5 | 2/05-2/40 | 0/20-1/55 |
| 31 | 60,5 | СКД-ПС | 30 | Неонол АФ9-10 | 0,3 | 0,3 | 8,4 | 0,5 | 4/35-7/00 | 0/35-3/10 |
| 32 | 60,5 | СКД-ПС БС-65А | 10,0 20,0 | Неонол АФ9-12 ОП-10 | 0,2 0,1 | 0,3 | 8,4 | 0,5 | 4/35-7/00 | 0/35-3/10 |
| 41 | 45,0 | БС-65А | 45,0 | Неонол АФ9-12 Неонол АФ9-6 | 0,3 0,1 | 0,5 | 8,5 | 0,6 | 3/40-5/30 | 0/25-3/05 |
| 42 | 45,0 | БС-65А БМ-5 | 25,0 20,0 | Неонол АФ9-8 Неонол АФ9-6 | 0,3 0,1 | 0,5 | 9,1 | 0 | 3/40-5/30 | 0/25-3/05 |
| 51 | 61,2 | БМ-5 | 30,0 | Неонол АФ9-12 | 0,3 | 0 | 8,2 | 0,3 | 2/00-2/55 | 0/20-2/05 |
| 52 | 61,2 | БМ-5 ДВХБ-Ш | 15,0 15,0 | Нефтенол Неонол АФ9-6 | 0,2 0,1 | 0 | 0 | 8,5 | 2/00-2/55 | 0/20-2/05 |
| 61 | 50,0 | ВДВХМК | 38,9 | Неонол АФ9-6 | 0,1 | 1 | 9 | 1 | 1/35-5/20 | 0/15-0/50 |
| 62 | 50,0 | ДВХБ-Ш RSS-1 | 28,9 10,0 | Неонол АФ9-8 ОП-10 | 0,05 0,05 | 1 | 9 | 1 | 1/35- 5/20 | 0/15-0/50 |
| 71 | 70,0 | ДВХБ-Ш | 20,0 | Неонол АФ9-12 | 0,5 | 1 | 8,3 | 0,2 | 7/00-9/00 | 0/35-7/00 |
| 72 | 70,0 | ДВХБ-Ш SVR 3L | 10,0 10,0 | Неонол АФ9-12 Неонол АФ9-9 | 0,2 0,3 | 1 | 8,3 | 0,2 | 7/00-9/00 | 0/35-7/00 |
| 81 | 50,0 | ВДВХМК | 39,0 | Неонол АФ9-10 Неонол АФ9-12 | 0,3 0,2 | 0,7 | 9 | 0,8 | 0/44-2/45 | 0/20-0/50 |
| 82 | 50,0 | ВДВХМК БС-65А | 29,0 10,0 | Неонол АФ9-10 Неонол АФ9-8 | 0,3 0,2 | 0,7 | 9 | 0,8 | 0/44-2/45 | 0/20-0/50 |
| 91 | 61 | СКН-40ИХМ | 30 | Неонол АФ9-10 | 0,1 | 0 | 8,4 | 0,5 | 3/55-6/45 | 0/45-2/55 |
| 92 | 61 | СКН-40ИХМ БС-65А | 20 10 | Неонол АФ9-10 | 0,5 | 0 | 8,4 | 0,1 | 3/55-6/45 | 0/45-2/55 |
| 10 прототин | 60 | остальное | Окзил-СМ - 3,0 | кристаллогидрат алюминия - 0,5 | 3/00-0/40 |
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=(K0-K1)·100/K0
где K0 - 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 (бм), горной породой (бп) и цементным камнем (бк) 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 | |||
| При изгибе | При сжатии | σм | σц | σп | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 11 | 6,7 | 24,5 | 0,81 | 0,91 | 0,78 | вода/нефть | 100 |
| 12 | 6,8 | 25,5 | 0,83 | 0,90 | 0,79 | вода/нефть | 100 |
| 21 | 6,9 | 24,8 | 0,83 | 0,94 | 0,72 | вода/нефть | 100 |
| 22 | 6,8 | 25,8 | 0,84 | 0,93 | 0,73 | вода/нефть | 100 |
| 31 | 7,3 | 24,5 | 0,82 | 0,97 | 0,69 | вода/нефть | 100 |
| 32 | 7,4 | 23,5 | 0,81 | 0,98 | 0,67 | вода/нефть | 100 |
| 41 | 7,8 | 17,1 | 0,90 | 0,98 | 0,70 | вода/нефть | 100 |
| 42 | 7,9 | 17,4 | 0,91 | 0,96 | 0,71 | вода/нефть | 100 |
| 51 | 7,6 | 24,0 | 0,85 | 0,92 | 0,72 | вода/нефть | 100 |
| 52 | 7,5 | 23,0 | 0,84 | 0,91 | 0,71 | вода/нефть | 100 |
| 61 | 8,0 | 25,8 | 0,87 | 0,95 | 0,69 | вода/нефть | 100 |
| 62 | 8,1 | 25,9 | 0,88 | 0,96 | 0,68 | вода/нефть | 100 |
| 71 | 8,3 | 24,1 | 0,71 | 0,91 | 0,61 | вода/нефть | 100 |
| 72 | 8,4 | 24,2 | 0,73 | 0,93 | 0,64 | вода/нефть | 100 |
| 81 | 8,8 | 28,0 | 0,93 | 0,99 | 0,76 | вода/нефть | 100 |
| 82 | 8,9 | 28,5 | 0,92 | 0,96 | 0,86 | вода/нефть | 100 |
| 91 | 9,2 | 27,9 | 0,92 | 1,2 | 0,74 | вода/нефть | 100 |
| 92 | 9,3 | 26,9 | 0,90 | 1,0 | 0,74 | вода/нефть | 100 |
| 10 по прототипу | 9,1 | 21,3 | - | - | - | - | 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 карбамидоформальдегидную 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.%:
| Карбамидоформальдегидная смола | 20,0-70,0 |
| ПАВ или смесь ПАВ | 0,5-4,0 |
| Указанный эластомер | 0,05-50,0 |
| Инициатор полимеризации | 0,5-3,0 |
| Вода | остальное |
