Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, а именно к тампонажным составам, предназначенным для изоляции эксплуатационных скважин с высокой интенсивностью водопроявлений и проведения ремонтно-эксплуатационных работ при температуре +50°С. Техническим результатом является улучшение механических свойств гидрофобного полимерного тампонажного состава, а также сокращение времени структурообразования, необходимого для перехода тампонажного состава из жидкого состояния в гель при проведении изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при температуре +50°С. Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий форполимер, растворитель и ускоритель отверждения, в качестве ускорителя отверждения содержит органобентонитовый глинопорошок при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: форполимер 100, растворитель 50-100, органобентонитовый глинопорошок 1-1,5. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться для изоляции водоносных пластов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Известен состав для борьбы с водопритоком, содержащий полимерный материал, растворенный в углеводородной жидкости (патент США №3193011, 166-33, 1962 г.). Полимерный материал представляет собой частично полимеризованный термореактопласт из группы фенолформальдегидных полимеров. При входе в зону водопритока гранулы дегидратируются, затем под действием пластовых условий (температура, пластовое давление) изоляционный материал выпадает в осадок, в результате чего он не закупоривает все поровое пространство.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин (патент РФ №2180392, E21B 33/138, опубл. 10.03.2002 г.), содержащий полимер, растворитель - углеводородную жидкость, сшивающий агент, наполнитель и ускоритель отверждения УП-606/2, причем в качестве полимера состав содержит форполимер ФП-65-2, в качестве сшивающего агента - воду при следующем соотношении компонентов, весовых частей:

форполимер ФП-65-2 100
углеводородная жидкость 50-100
вода 2-3
наполнитель 1-10
ускоритель твердения УП-606/2 0,1-0,2

Недостатком состава является длительный период времени, необходимый для перехода состава из жидкого состояния в гель при температуре +50°C.

В тех случаях, когда необходимо ликвидировать интенсивный приток жидкости в скважине или изолировать пласт, приемистость которого превышает 1000-2000 м3/сутки, известный состав растекается по пласту, образуя тонкий слой из изоляционного материала, и в результате пласт не перекрывается по всей мощности. Кроме того, недостатком известного состава является его неоднородность. Вода, входящая в состав, плохо смешивается с основной гидрофобной массой, в результате чего отверждение композиции происходит неравномерно. Неравномерность отверждения по объему композиции приводит к дефектам ее структуры и снижению эксплуатационных свойств.

Задачей изобретения является создание гидрофобного полимерного тампонажного состава для скважин с высокой интенсивностью водопроявлений, обладающего улучшенными механическими и эксплуатационными свойствами, применяющегося для ремонтно-изоляционных работ при температуре +50°C.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является улучшение прочностных и изоляционных свойств состава за счет снижения просачиваемости раствора, а также сокращение интервала времени, необходимого для перехода тампонажного состава из жидкого состояния в гель, для скважин с высокой интенсивностью водопроявлений.

Для достижения указанного технического результата в гидрофобном полимерном тампонажном составе для нефтяных и газовых скважин, содержащем полимер - форполимер ФП-65-2, растворитель - углеводородную жидкость и ускоритель отверждения, в качестве ускорителя отверждения применяют органобентонитовый глинопорошок при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

форполимер ФП-65-2 100
углеводородная жидкость 50-10
органобентонитовый глинопорошок 1-1,5

Наполнитель и ускоритель отверждения УП-606/2, применявшиеся в известном составе, гидрофобны и плохо смешиваются с водой, причем необходимо смешать три компонента, прежде чем ввести их в полимер, разведенный углеводородной жидкостью, что увеличивает время приготовления состава. Кроме того, время структурообразования (время сшивки полимера с переходом в гелеобразное состояние) указанного состава при температуре +50°C составляет 5-6 часов, что усложняет проведение ремонтно-изоляционных работ. Эта задача упрощается, если в известном составе заменить воду, наполнитель и ускоритель отверждения одним компонентом: органобентонитовым глинопорошком. При этом процесс структурообразования предлагаемого состава при температуре +50°C происходит в течение 1-1,5 часов при введении органобентонитового глинопорошка в количестве 1 вес.ч.

Форполимер ФП-65-2 - вязкая жидкость, являющаяся продуктом взаимодействия низкомолекулярного бутадиенпипериленового каучука СКДП-Н и толуилендиизоцианата Т65/35. Форполимер выпускается согласно ТУ 38.403.548-87.

Органобентонит - продукт взаимодействия естественных монтмориллонитовых глин с олеофилизаторами, являющийся универсальным структурообразователем масляных сред. Органобентонитовый глинопорошок представляет собой порошок бентонитовых натриевых глин, обработанный катионным поверхностно-активным веществом.

Приготовление предлагаемого состава при эксплуатации нефтяных и газовых скважин заключается в дозированном вводе органобентонитового глинопорошка в форполимер ФП-65-2, растворенный в углеводородной жидкости, в качестве которой можно использовать керосин, дизельное топливо, нефть, различные углеводородные отходы.

Таким же образом готовят составы для лабораторных исследований. Сравнительные данные по результатам лабораторных исследований по известному и предлагаемому составам приведены в таблице. Как видно из данных, приведенных в таблице, предлагаемый состав имеет повышенную прочность при +50°C.

Зависимость вязкости предлагаемого состава от времени, необходимого для проведения изоляционных работ, представлена на чертеже.

Применение предлагаемого состава обеспечивает значительное сокращение времени структурообразования композиции. Кроме того, улучшение закупоривающих и прочностных свойств состава исключает его размывание в пласте с высокой приемистостью и позволяет производить более качественную изоляцию зон водопритока за одну обработку.

Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин
Состав, вес.ч. Температура °С Время структурообразо-
вания
Характеристика геля
Форполимер Растворитель Сшивающий агент Ускоритель отверждения Наполнитель
Известный состав
100 50 3 0,1 5 +50 5-6 Слабый резиноподобный
Предлагаемый состав
100 50 - 0,5 - +50 4-5 Плотный резиноподобный
100 50 - 1-1,5 - +50 1-1.5 Плотный резиноподобный
100 50 - 2-2.5 - +50 <0,45 Плотный резиноподобный

Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий форполимер, растворитель и ускоритель отверждения, отличающийся тем, что в качестве ускорителя отверждения он содержит органобентонитовый глинопорошок при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

форполимер 100
растворитель 50-100
органобентонитовый глинопорошок 1-1,5


 

Похожие патенты:
Изобретение относится к отверждаемой цементирующей композиции, способу ее получения и к способу цементирования с использованием отверждаемой цементирующей композиции и может найти применение при первичном цементировании с использованием бурильных труб или при закупоривании и ликвидации скважин.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологии разглинизации призабойной зоны пласта. .

Изобретение относится к способам обработки подземного пласта. .

Изобретение относится к жидкостным системам вязкоупругих поверхностно-активных веществ - VES. .

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта, через который проходит скважина. .

Изобретение относится к улучшенным сферическим керамическим расклинивающим наполнителям для гидроразрыва нефтяных или газовых скважин. .

Изобретение относится к композиции, подходящей для использования при обработке подземных пластов. .
Изобретение относится к загущенным водным жидкостям для обслуживания скважин. .
Изобретение относится к загущенным водным жидкостям для обслуживания скважин. .
Изобретение относится к загущенным водным жидкостям для обслуживания скважин. .

Изобретение относится к извлечению сырой нефти из подземной формации

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны неоднородных нефтяных пластов, в том числе эксплуатируемых при забойном давлении ниже давления насыщения, в условиях выделения и накопления газа в призабойной зоне, а также при обработке пластов, продуцирующих высоковязкими нефтями
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, при забуривании второго ствола с большим углом проложения, в том числе с траекторией, приближенной к горизонтальной

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, а именно к тампонажным составам, предназначенным для изоляции эксплуатационных скважин с высокой интенсивностью водопроявлений и проведения ремонтно-эксплуатационных работ при температуре +50°С

Наверх