Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин
Владельцы патента RU 2434040:
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") (RU)
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 |
