RU2068075C1 - Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах - Google Patents

Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах Download PDF

Info

Publication number
RU2068075C1
RU2068075C1 SU5005769A RU2068075C1 RU 2068075 C1 RU2068075 C1 RU 2068075C1 SU 5005769 A SU5005769 A SU 5005769A RU 2068075 C1 RU2068075 C1 RU 2068075C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
rubber
zinc oxide
isoprene rubber
kerosene
Prior art date
Application number
Other languages
English (en)
Inventor
Г.Б. Фридман
Н.Х. Борисова
Н.А. Охотина
Ю.Л. Вердеревский
Ф.К. Мирясова
Л.Г. Маргулис
Ю.Н. Арефьев
Т.С. Лукина
М.И. Перевышин
Original Assignee
Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии filed Critical Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии
Priority to SU5005769 priority Critical patent/RU2068075C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2068075C1 publication Critical patent/RU2068075C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

Сущность изобретения: состав содержит в мас.ч.: синтетический пластицированный изопреновый каучук (СПИК) 100, керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый 900-4900, серу техническую 1-4, окись цинка 1-4, диэтилдитиокарбомат натрия (ДЭДТК) 1-4, каптакс-2-меркаптобензтиазол 1-4. СПИК растворяют в керосине или нефрасе. В полученный раствор добавляют серу, окись цинка, ДЭДТК и каптакс. Тщательно перемешивают до гомогенного состояния. Краткая характеристика состава: улучшаются эксплуатационные характеристики за счет расширения температурного интервала его использования и снижения исходной вязкости. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, например при проведении ремонтно-изоляционных работ.
Известен состав для изоляции пласта в скважине [1] содержащий мочевино-формальдегидную смолу, диметилсилоксановый каучук, щавелевую кислоту, кварцевый песок и окись бора. Недостатком этого состава является его высокая исходная вязкость. Кроме того данный каучук дефицитен.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому техническому решению является герметизирующий состав для нефтяных и газовых скважин [2] содержащий изопреновый каучук, дизельное топливо, серу техническую, дифенилгуанидин и наполнитель.
Недостатком этого состава является ограниченный температурный интервал его использования (100-140oC) и высокая вязкость исходного состава (до 4000 спз), что создает большие трудности при его закачке.
Целью изобретения является улучшение эксплуатационных характеристик состава путем расширения температурного интервала его использования и снижения исходной вязкости.
Поставленная изобретением цель достигается тем, что, состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах, включающий зопреновый каучук, растворитель и сшивающий агент серу техническую, содержит пластицированный изопреновый каучук, в качестве растворителя нефрас или керосин, а в качестве сшивающего агента дополнительно содержит оксид цинка, диэтилдитиокарбамат натрия и каптакс при следующем соотношении компонентов, мас.ч:
синтетический пластицированный изопреновый каучук 100
растворитель (керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый) 900-4900
сера техническая 1-4
окись цинка 1-4
диэтилдитиокарбамат (ДЭДТК) натрия 1-4
каптакс-2-меркаптобензтиазол 1-4
Пластицированный изопреновый каучук получают обработкой на вальцах при температуре 20oC с минимальным зазором 1 мм. Пластикацию можно осуществлять также и в червячном или роторном смесителях. Все виды пластикации приводят к уменьшению молекулярной массы каучука и снижению вязкости растворов, однако в заводских условиях наиболее целесообразно осуществлять процесс на вальцах, где степень деструкции удобно регулировать временем обработки.
В составе возможно использование как каучука СКИ-3, так и отходов, образующихся в результате нарушений технологического режима производства (ГОСТ 14925-79)
Растворитель: нефрас ТУ 38101809-80, керосин ОСТ 38.01407-86
Компоненты сшивающего агента: сера техническая ГОСТ 127-76, окись цинка ГОСТ 482-77, ДЭДТК ТУ 6-14-580-70, каптакс ГОСТ 739-74.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что предлагаемый состав содержит пластицированный изопреновый каучук, в качестве растворителя вместо дизельного топлива нефрас или керосин, а в качестве сшивателя вместо дифенилгуанидина ДЭДТК-Na, окись цинка и каптакс, что говорит о соответствии изобретения критерию "новизна".
Анализ известных технических решений в данной области показал, что такое количественное и качественное сочетание компонентов в предлагаемом составе придает ему новые свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "существенные отличия".
Приводим конкретные примеры приготовления состава:
Пример 1. 100 г изопренового пластицированного каучука растворяют при температуре 20oC и перемешивании в 1578 г нефраса в течение 3-6 часов до полного растворения каучука. В полученный раствор добавляют серы технической, 2 г окиси цинка, 2 г ДЭДТК и 2 г каптакса (смесь N 3) Смесь тщательно перемешивают до гомогенного состояния.
Смеси по примерам 1.2.4-19 готовят аналогично примеру 3.
Определяют вязкость при 20oC с помощью капиллярного вискозиметра ВПЖ-2 согласно ГОСТу 33-82.
Для определения времени сшивки смесь выдерживают при различных пластовых температурах (50oC и выше) до получения резиноподобной эластичной структуры.
Время сшивки состава регулируют соотношением компонентов и определяют с учетом времени его закачки и продавки в пласт экспериментально при вышеуказанных температурах. Физико-химические характеристики и время сшивки составов приведены в таблице.
Пример 19. Аналогично проведены испытания состава по прототипу при температуре 70oC.
Пример 20. Испытания состава по прототипу проводят по методике прототипа.
Как видно из таблицы наиболее технологичными являются составы, содержащие на 100 мас.ч. каучука 900-4900 мас.ч. нефраса или керосина и по 1-4 мас.ч. компонентов сшивающего агента. Исходная вязкость составов значительно ниже (в 30-50 раз) исходной вязкости состава по прототипу, они сшиваются при более низких температурах, время их сшивки (5-8 часов) удовлетворяет технологическому режиму закачки состава в пласт.
Увеличение массовой доли каучука и компонентов сшивающего агента (п.I и II) в составе приводит к значительному повышению исходной вязкости состава, а при снижении массовой доли каучука и сшивающего агента (п.п. 4-10, 13) не образуется сшитая структура.
Заявляемый состав по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
позволяет снизить объем применения дорогостоящего изопренового каучука за счет снижения его содержания в составе;
изоляционные и ремонтные работы можно проводить на различных месторождениях за счет расширения температурного диапазона его применения;
дает возможность закачивать большие объемы состава за счет снижения исходной вязкости, что повысит надежность обработок. ТТТ1 ТТТ2

Claims (1)

  1. Состав для изоляции водопритока скважины, включающий синтетический изопреновый каучук, углеводородный растворитель и серу техническую, отличающийся тем, что он содержит дополнительно окись цинка, диэтилдитиокарбамат натрия и каптакс-2-меркаптобензтиазол, в качестве синтетического изопренового каучука синтетический пластицированный изопреновый каучук, а в качестве углеводородного растворителя керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый при следующем соотношении компонентов, мас.ч.
    Синтетический пластицированный изопреновый каучук 100
    Керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый 900 4900
    Сера техническая 1 4
    Окись цинка 1 4
    Диэтилдитиокарбамат натрия 1 4
    Каптакс-2-меркаптобензтиазол 1 4
SU5005769 1991-07-08 1991-07-08 Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах RU2068075C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5005769 RU2068075C1 (ru) 1991-07-08 1991-07-08 Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5005769 RU2068075C1 (ru) 1991-07-08 1991-07-08 Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2068075C1 true RU2068075C1 (ru) 1996-10-20

Family

ID=21587054

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU5005769 RU2068075C1 (ru) 1991-07-08 1991-07-08 Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2068075C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2003048515A1 (en) * 2001-12-04 2003-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement
CN114456778A (zh) * 2020-10-21 2022-05-10 中国石油化工股份有限公司 一种钻井液堵漏材料

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Авторское свидетельство СССР N 1049655, кл. Е 21 В 33/138, 1979. 2. Авторское свидетельство СССР N 1263812, кл. Е 21 В 33/138, 1984. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2003048515A1 (en) * 2001-12-04 2003-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement
CN114456778A (zh) * 2020-10-21 2022-05-10 中国石油化工股份有限公司 一种钻井液堵漏材料

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4397354A (en) Method of using a well treating fluid
US3625286A (en) Well-cementing method using a spacer composition
US6364020B1 (en) Emulsion for well and formation treatment
CA1285133C (en) Plugging an abandoned well with a polymer gel
EP0208373B1 (en) Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor
US6800193B2 (en) Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ECB-0002)
US4445576A (en) Method of using a spacer for well control fluid
US2662859A (en) Compositions and process for emulsion breaking
US2345611A (en) Process for plugging formations
US10844275B2 (en) Method for oil displacement using dispersed particle gel-strengthened polymer ternary composite displacement system
US4494606A (en) Process for improving vertical conformance in a near well bore environment
US2754271A (en) Method of breaking water-in-oil emulsions
RU2068075C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах
US4568392A (en) Well treating fluid
US4153743A (en) Concrete surface treating material and method of treating concrete surfaces
US4304301A (en) Process for improving conformance and flow profiles in a subterranean formation
EP0037418A4 (en) LIQUID THICKENING THROUGH SHEAR.
EP0102827A2 (en) A shear thickening composition with polyacrylic acid
DE2652045C3 (de) Verfahren zur Verfestigung von nichttragenden Sandteilchen
SU1516486A1 (ru) Буровой раствор на углеводородной основе
RU2180392C1 (ru) Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин
RU2810488C1 (ru) Блокирующая жидкость
CA2285255A1 (en) Composition and preparation method for water-in-oil emulstions for oil production
RU1808859C (ru) Эмульсионный состав дл обработки скважин
US20230279282A1 (en) Self-degrading organogels