RU2348673C2

RU2348673C2 - Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины

Info

Publication number: RU2348673C2
Application number: RU2007107977/03A
Authority: RU
Inventors: Ильшат Маратович Насибулин (RU); Ильшат Маратович Насибулин; син Георгий Иванович Вас (RU); Георгий Иванович Васясин; Булат Алмазович Баймашев (RU); Булат Алмазович Баймашев; Николай Алексеевич Лебедев (RU); Николай Алексеевич Лебедев
Priority date: 2007-02-21
Filing date: 2007-02-21
Publication date: 2009-03-10
Also published as: RU2007107977A

Abstract

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 для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий, мас.%: ацетоноформальдегидную смолу 20,0-70,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,5-4,0, эластомер - натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков 0,05-50,0, инициатор полимеризации 0,5-10,0, вода остальное. Технический результат - повышение изолирующих и упругодеформационных свойств, увеличение устойчивости к агрессивным пластовым средам. 2 табл.

Description

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 и дополнительно ацетоноформальдегидную смолу, кислый отвердитель - алюмохлорид (патент РФ №2259469, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. 27.08.2005 г.).

Недостатками известного состава являются коррозионная активность, малые сроки отверждения, усадка, хрупкость и низкая устойчивость образующего полимерного камня к агрессивным пластовым средам.

Наиболее близкий по технической сущности к изобретению является изолирующий состав, содержащий ацетоноформальдегидную смолу, окзил-СМ, отвердитель - щелочь (углекислый натрий или калий) и воду или 30%-ный водный раствор хлористого натрия. (патент РФ №2272905, МПК 7 Е21В 43/32, опубл. 27.03.2006 г.).

Недостатками известного состава являются отсутствие устойчивости к разбавлению пластовыми водами, отсутствие деформационной стойкости к ударным воздействиям, отсутствие стабильности в различных термобарических условиях 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 образующего полимерного камня к агрессивным пластовым средам и регулируемой динамикой повышения структурно-механических свойств во времени, позволяющего применять его в различных термобарических условиях.

Поставленная задача решается так, что состав для изоляции и ограничения водопритоков в скважины, включающий ацетоноформальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) и натуральный или синтетический каучук при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ацетоноформальдегидная 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

Ацетоноформальдегидную смолу берут марки АЦФ, которая является продуктом поликонденсации ацетона с формальдегидом и выпускается по ТУ 228-006-90685-2002 или по ГОСТ 25820-83 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 АФ₉ - 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 натр едкий (каустик жидкий) РД по ГОСТ 2263-796.

Приведем пример приготовления полимерной композиции.

Пример 1. К 68,3 граммам ацетоноформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 22,4 грамка каучук - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 0,3 грамм, воды - 0,1 грамм, затем при перемешивании дозатором вводят 8,4 грамма ЩСПК и 0,5 грамма каустик. 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	Ацетоноформальдегидная смола	Компонентный состав, мас.%					Инициатор полимеризации		Время отверждения, час/мин при температуре, °С
		Натуральный или синтетический каучук		ПАВ		Вода	Инициатор полимеризации
							ЩСПК	натр едкий
							ЩСПК	натр едкий	25-40	40-90
1	2	3		4		5	6	7	8	9
1	68,3	СКС-65-ГПБС	22.4	Неонол АФ9-12	0,2	0,2	8.4	0,5	2/30-3/20	0/40-1/10
1²	68,3	СКС-65-ГПБС БС-65А	12.4 10,0	Неонол АФ₉-9 ОП-10	0,1 0,1	0,2	8.9	0	2/30-3/20	0/40-1/10
2¹	61,2	СКД-Л250	29.8	Неонол АФ₉-6	0,1	0	8.2	0,7	1/55-2/20	0/20-1/35
2²	61,2	СКД-Л250 SVR3L	19.8 10,0	Неонол АФ₉-6 Сульфонол	0,05 0,05	0	8.2	0,7	1/55-2/20	0/20-1/35
3¹	58,5	СКД-ПС	32	Неонол АФ₉-10	0,4	0,2	8	0,9	3/35-5/50	0/35-2/40
3²	58,5	СКД-ПС RSS-1	22,0 10.0	Неонол АФ₉-10 Нефтенол МЛ	0,2 0,2	0,2	0	8,9	3/35-5/50	0/35-2/40
4¹	44	БС-65А	46,0	Неонол АФ₉-12 Неонол АФ₉-6	0,2 0.2	0,5	8	1,1	3/15-4/40	0/15-2/35
4²	44	БС-65А ДВХБ-Ш	26,0 20,0	Неонол АФ₉-8 Неонол АФ₉-6	0,2 0,2	0,5	8	1,1	3/15-4/40	0/15-2/35
5¹	56,2	БМ-5	35,0	Неонол АФ₉-12	0,4	0	7,1	1,3	1/30-2/15	0/20-1/35
5²	56,2	БМ-5СКН-40ИХМ	25,0 10,0	Неонол АФ₉-12 Неонол АФ₉-9	0,3 0,1	0	8,4	0	1/30-2/15	0/20-1/35
6¹	52,0	ДВХБ-Ш	36,9	Неонол АФ₉-6	0,1	1	7	3	1/45-5/20	0/25-1/00
6²	52,0	RSS-1 ВДВХМК	16,9 20,0	Неонол АФ₉-6ОП-10	0,05 0,05	2	0	9	1/45-5/20	0/25-1/00
7¹	75	ДВХБ-Ш	15.0	Неонол АФ₉-12	0,5	0,1	7,3	2,1	5/50-7/45	0/35-5/10
8¹	50,0	ВДВХМК SVR3L	19,0 20,0	Неонол АФ₉-10 Неонол АФ₉-12	0,2 0,1	0,7	8	2	1/10-4/00	0/25-1/00
9¹	65	СКН-40ИХМ	25,5	Неонол АФ₉-10	0,4	0,1	8,4	0,6	3/35-5/45	0/35-3/45
10 по прототипу	80					вода-14,0 или 30% раствор NaCl-0,5	Окзил-СМ-0,5	Na₂СО₃-5,0		12/00 -0/30

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=(К₀-К₁)·100/К₀

где К₀ - 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 (σ_м), горной породой (σ_п) и цементным камнем (σ_к) 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 (η)
№ состава из табл.1	При изгибе	При сжатии	σ_м	σ_к	σ_п	Насыщающая жидкость	Остаточный фактор сопротивления (η)
1	2	3	4	5	6	7	8
1¹	7,1	22,1	0,92	0,81	0,75	нефть/вода	100
1²	7,2	22,6	0,91	0,89	0,75	нефть/вода	100
2¹	6,9	24,8	0,75	0,93	0,79	нефть/вода	100
2²	6,7	24,6	0,73	0,91	0,77	нефть/вода	100
3¹	7,7	24,5	0,72	0,97	0,59	нефть/вода	100
3²	7,8	24,9	0,70	0,95	0,58	нефть/вода	100
4¹	7,9	16,9	0,95	0,89	0,73	нефть/вода	100
4²	7,7	16,7	0,97	0,88	0,74	нефть/вода	100
5¹	7,4	21,3	0,95	0,91	0,79	нефть/вода	100
5²	7,3	21,2	0,96	0,92	0,78	нефть/вода	100
6¹	8,4	26,6	0,97	0,87	0,77	нефть/вода	100
6²	8,3	26,5	0,96	0,88	0,76	нефть/вода	100
7¹	7,3	23,2	0,91	0,81	0,71	нефть/вода	100
8¹	8,9	27	0,89	0,79	0,75	нефть/вода	100
9¹	9,1	27,9	0,82	1,02	0,79	нефть/вода	100
10 прототип	6,9	24,3	0,78	0,93	0,68	вода	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.

Claims

Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий ацетоноформальдегидную 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.%:
Ацетоноформальдегидная смола 20,0-70,0 ПАВ или смесь ПАВ 0,5-4,0 Указанный эластомер 0,05-50,0 Инициатор полимеризации 0,5-10,0 Вода остальное