RU2180392C1 - Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин - Google Patents
Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2180392C1 RU2180392C1 RU2000124428A RU2000124428A RU2180392C1 RU 2180392 C1 RU2180392 C1 RU 2180392C1 RU 2000124428 A RU2000124428 A RU 2000124428A RU 2000124428 A RU2000124428 A RU 2000124428A RU 2180392 C1 RU2180392 C1 RU 2180392C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- polymer
- filler
- water
- prepolymer
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - расширение температурного интервала применения тампонажного состава при изоляционных работах в обсаженных скважинах от 20 до 50oC. Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель - углеводородную жидкость, сшивающий агент и наполнитель, в качестве полимера содержит форполимер ФП-65-2, в качестве сшивающего агента - воду и дополнительно ускоритель УП-606/2 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: форполимер ФП-65-2 100, углеводородная жидкость 50-100, вода 2-3, наполнитель 1-10, ускоритель твердения УП-606/2 0,1-0,2. 1 табл.
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным материалам, применяемым для изоляции зон интенсивных поглощений или водопритоков при бурении скважин.
Известен цементно-полимерный тампонажный состав для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах [1]. Состав содержит в весовых частях эпоксидно-алифатическую смолу ТЭГ-1-4-6, отвердитель смолы - полиэтиленполиамин - 0,8-1,2, цемент - 100 и воду - 45,2-65,2.
Однако указанный тампонажный материал не обеспечивает качественной изоляции, поскольку у него отсутствуют адгезионные свойства. Кроме того, он характеризуется низкими закупоривающими свойствами, поэтому легко размывается пластовыми водами.
Наиболее близким техническим решением, выбранным авторами за прототип, является гидрофобный полимерный тампонажный состав, состоящий из полимера, растворителя - углеводородной жидкости, сшивающего агента и наполнителя [2].
В указанном составе (в вес.ч.) в качестве полимера применяется изопреновый каучук - 100, растворителя - дизельное топливо - 560-809, наполнителя - графит, магнезит и т.д. - 109-321, а в качестве сшивающего агента применяется сера техническая и дифенилгуанидин - 5-37,5.
Приведенный тампонажный состав имеет недостаток. Его можно использовать только в высокотемпературных скважинах от +100oС до +140oС.
В скважинах с температурой меньше 100oС состав неэффективен, так как при указанной температуре процесса сшивки полимера не происходит. Закачиваемый раствор остается в виде вязкотекучей массы, которая легко размывается пластовыми водами.
В то же время известно, что во многих районах, например в Татарстане, Удмуртии, Башкортостане, в скважинах глубиной 1000-1500 м температура находится в пределах 20-50oС.
Задачей изобретения является расширение температурного применения тампонажного состава при изоляционных работах в обсаженных скважинах от +20oС до +50oС.
Поставленная задача решается за счет того, что гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель - углеводородную жидкость, сшивающий агент и наполнитель, в качестве полимера содержит форполимер ФП-65-2, в качестве сшивающего агента - воду и дополнительно содержит ускоритель УП-606/2, при следующем соотношении компонентов (вес.ч):
Форполимер ФП-65-2 - 100
Углеводородная жидкость - 50-100
Вода - 2-3
Наполнитель - 1-10
Ускоритель УП-606/2 - 0,1 -0,2
Сущность изобретения заключается в следующем. Применяющийся в известном составе полимеризопреновый каучук в углеводородной жидкости является гидрофобным и поэтому ввести в него воду и размешать очень трудно, требуется длительное и тщательное перемешивание. Однако эта задача упрощается, если воду смешать с ускорителем - УП-606/2, а затем ввести форполимер ФП-65-2. Ускоритель с водой образует эмульсию, которая легко смачивается полимером и способствует более интенсивному отверждению (гелеобразованию) полимера. При этом структурообразование происходит при температуре менее 50oС.
Форполимер ФП-65-2 - 100
Углеводородная жидкость - 50-100
Вода - 2-3
Наполнитель - 1-10
Ускоритель УП-606/2 - 0,1 -0,2
Сущность изобретения заключается в следующем. Применяющийся в известном составе полимеризопреновый каучук в углеводородной жидкости является гидрофобным и поэтому ввести в него воду и размешать очень трудно, требуется длительное и тщательное перемешивание. Однако эта задача упрощается, если воду смешать с ускорителем - УП-606/2, а затем ввести форполимер ФП-65-2. Ускоритель с водой образует эмульсию, которая легко смачивается полимером и способствует более интенсивному отверждению (гелеобразованию) полимера. При этом структурообразование происходит при температуре менее 50oС.
Для приготовления ГПТС использовали следующие продукты.
Форполимер ФП-65-2 - вязкая жидкость желтоватого цвета, является продуктом взаимодействия низкомолекулярного бутадиенпипериленового каучука СКДП-Н и толуилендиизоцианата Т65/35. Выпускаемый в промышленности форполимер самостоятельно сшивается (структурируется) при повышенных температурах от 50 до 100oС. Форполимер ФП-65-2 выпускается согласно ТУ 38.403.548-87.
В качестве сшивающего агента используется как техническая, так и пластовая вода.
Ускорителем является УП 606/2, выпускаемый по ТУ 6-09-4136-75.
Наполнителем может быть любой инертный по отношению к углеводородной жидкости материал, например опилки, ореховая скорлупа, слюда, бентонит, сломель.
Приготовление гидрофобного полимерного тампонажного состава в условиях буровой сводится к разбавлению исходного концентрата форполимера углеводородной жидкостью (например, диз. топливом) в соотношении от 1:0,5 до 5:1). Далее сшивающий агент (вода) смешивается с ускорителем УП 606/2 до образования эмульсии. Затем полученная эмульсия вводится в разбавленный форполимер и перемешивается. В последнюю очередь вводится наполнитель.
Таким же образом были приготовлены составы ГПТС для лабораторных исследований. Полученные составы помещали в термостат при определенных температурах и периодически определяли время перехода состава из жидкого в гель.
Физико-химическая характеристика ГПТС приведена в таблице.
Как видно из приведенных данных в таблице, увеличение растворителя, несмотря на использование ускорителя и сшивающего агента, приводит к увеличению времени сшивки состава, т.е. перехода в плотный гель. Отсюда следует, что установленный предел изменений в соотношениях форполимера, углеводородной жидкости, сшивающего агента и ускорителя является оптимальным по времени для проведения ремонтно-изоляционных работ в "холодных" скважинах.
Как показывает практика, именно 5-6 ч до перехода тампонажных составов в отвержденное состояние или в плотный гель является оптимальным, исключающим аварийные ситуации.
Предложенный состав выгодно отличается от известного, который при низких температурах вообще не переходит в прочный гель.
Преимуществом заявляемого состава перед известным является обеспечение широкого использования его в большинстве нефтяных и газовых регионов, где температура в скважинах от +20 до +50oС. Известный состав технологически не подходит по температурным условиям. Кроме того, за счет ускоренного структурообразования создается возможность производить качественную изоляцию зон поглощений и водопритоков за одну обработку. При использовании известного состава в таких условиях качественной изоляции достичь очень трудно, так как за длительное время гелеобразования состав размывается.
Источники информации
1. Жженов В. Г. , Ермолаев Ю. Н. РНТС "Нефтепромысловое дело".- М.: ВНИИОЭЕГ, 1977, с.23-26.
1. Жженов В. Г. , Ермолаев Ю. Н. РНТС "Нефтепромысловое дело".- М.: ВНИИОЭЕГ, 1977, с.23-26.
2. А.С. СССР 1263812, кл. Е 21 В 33/138, 1986 - (прототип).
Claims (1)
- Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель - углеводородную жидкость, сшивающий агент и наполнитель, отличающийся тем, что он в качестве полимера содержит форполимер ФП-65-2, в качестве сшивающего агента - воду и дополнительно ускоритель УП-606/2 при следующем соотношении компонентов, вес. ч. :
Форполимер ФП-65-2 - 100
Углеводородная жидкость - 50 - 100
Вода - 2 - 3
Наполнитель - 1 - 10
Ускоритель твердения УП-606/2 - 0,1 - 0,2
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000124428A RU2180392C1 (ru) | 2000-09-27 | 2000-09-27 | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000124428A RU2180392C1 (ru) | 2000-09-27 | 2000-09-27 | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2180392C1 true RU2180392C1 (ru) | 2002-03-10 |
Family
ID=20240372
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000124428A RU2180392C1 (ru) | 2000-09-27 | 2000-09-27 | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2180392C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2743555C1 (ru) * | 2020-07-14 | 2021-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТОВ" | Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта) |
-
2000
- 2000-09-27 RU RU2000124428A patent/RU2180392C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2743555C1 (ru) * | 2020-07-14 | 2021-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТОВ" | Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1061098A (en) | Plugging subterranean regions with acrylic-epoxy resin-forming emulsions | |
US6258757B1 (en) | Water based compositions for sealing subterranean zones and methods | |
DE60118805D1 (de) | Verfahren zur Herstellung von Silikonemulsionen | |
EP1625280A2 (en) | Compositions and methods for treating lost circulation | |
MX2007016386A (es) | Metodos y materiales para el aislamiento zonal. | |
KR910020102A (ko) | 에폭시 수지 조성물 | |
RU2180392C1 (ru) | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин | |
CN114560996A (zh) | 一种利用单宁酸固化制备的可降解生物环氧树脂及其高温堵漏应用 | |
CN106565636A (zh) | 一种含氟多官能团环氧树脂及其制备方法和应用 | |
EP0037418B1 (en) | Shear thickening fluid | |
WO2013052282A1 (en) | Composite formulations and methods of making and using same | |
WO2000075481A1 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
CN111793481A (zh) | 一种油气井用树脂胶凝材料及其制备方法、应用 | |
RU2180391C1 (ru) | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин | |
KR100412419B1 (ko) | 지반주입용아크릴레이트계주입약액의제조및그적용방법 | |
CN110467904A (zh) | 一种用于生产改性沥青防水卷材的橡胶油及其制备方法 | |
RU2147332C1 (ru) | Тампонажный материал для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах | |
RU2030562C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощений | |
KR100476063B1 (ko) | 1액형 다중폴리머 도막방수제 및 그 제조방법 | |
RU2164586C2 (ru) | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин | |
CN110317585A (zh) | 一种钻井液用强包被抑制剂的配方及其制作方法 | |
SU1474134A1 (ru) | Асфальтобетонна смесь | |
RU2068075C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах | |
SU1629484A1 (ru) | Тампонажный состав | |
RU2101315C1 (ru) | Невысыхающий пластичный герметизирующий состав |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080928 |