Полимерный тампонажный состав

Полимерный тампонажный состав

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ для изоляционных работ в скважинах , включающий суммарные сланцевые алкилрезорцины (фенолы) или ТС-10, щелочь и карбамидный олигомер , отличающийся тем. что, с целью ускорения процесса отверждения состава в щелочной среде и повышения структурно-механических свойств, он дополнительно содержит соль минеральных или органических кислот и буровой раствор на водной-основе при следующих соотношениях компонентов, мас.%: Суммарные слан-. цевые алкилрезорцины (фенолы) или ТС-1010,0-28,5 Карбамидный олигомер 28,5-46,0 i Щелочь0,8-3,0 Соль мине (Л ральных или органических 1,0-3,3 кислот Буровой раствор на водной 35-60 основе . со ел о ел

СОЮЗ СО8ЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

09) (11) 1) 4 E 21 В 33/138

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А STOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

28,5-46,0

0,8-3,0 ральных или органических кислот

Буровой раствор на водной основе

1,0-3,3

35-60

ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 2938002/22-03 (22) 30.05.80 (46) 30.11.86. Бюл. № 44 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (72) Б.С ° Лядов, В.В. Гольдштейн, С.M. Гамзатов, С.Б. Рагуля, Л.К. Клюев, О ° К. Белкин, А.Д. Вейсман, И.N. Давыдов и В.А. Евецкий (53) 622.245.42(088.8) (56) Алишанян P.P. и др. Отверждаемые глинистые растворы. — Нефтяник, 1973, ¹ 12.

Авторское свидетельство СССР № 592965, кл . Е 21 В 33/ 138, 1976. (54) (57) ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ для изоляционных работ в скважинах, включающий суммарные сланцевые алкилреэорцины (фенолы) или

ТС- 10, щелочь и карбамидный олигомер, отличающийся тем, что, с целью ускорения процесса отверждения состава в щелочной среде и повышения структурно-механических свойств, он дополнительно содержит соль минеральных или органических кислот и буровой раствор на водной -основе при следующих соотношениях компонентов, мэс.Ж:

Суммарные сланцевые алкилрезорцины (фенолы) или

ТС-10 10 0-28,5

Карбамидный олигомер

Щелочь

Соль мине1273505

10

28,5-46,0

0,8-3,0 ральных или органических кислот

Буровой раствор на водной основе

1, 0-3,3

35,0-60,0

55

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для проведения изоляционных, ремонтных и ликвидационных работ в скважинах.

Известен тампонажный материал, включающий буровой раствор, щелочь, суммарные сланцевые фенолы и формалин (1) .

Недостатком данного состава является повышенная токсичность и низкая прочность.

Наиболее близок к предлагаемому тампонажный состав, включающий суммарные сланцевые алкилрезорцины, 15 разбавленные щелочи или кислоты, а также карбамидный олигомер (2) .

Недостатком известного. тампонажного раствора является значительный срок его отверждения в щелочной сре- 20 де и низкие структурно-механические свойства.

Цель изобретения — ускорение процесса отверждения состава в щелочной среде и повышение структурно- 25 механических свойств.

Поставленная цель достигается тем, что полимерный тампонажный состав дополнительно содержит соли минеральных или органических кислот и 30 буровой раствор на водной основе при следующих количественных соотношениях компонентов, мас.Ж:

Суммарные сланцевые алкилрезорцины или

ТС вЂ 10, 0-28, 5

Карбамидный олигомер 40

Щелочь

Соль минеСуммарные сланцевые алкилрезорцины (ССАР) ТС- 10 соответствуют

ТУ 38-1928-74, карбамидные олигомеры — ГОСТУ 14231-78, ТУ 13362-77, ГОСТУ 14246-78, щелочь NaOH

ГОСТУ 11078-78, соли, используемые в качестве ускорителей, например (1Н„),С,О, — ГОСТУ 3763-76, Hg(CH COO)z — ГОСТУ 5509-51, РеС2э— (O0 ó 5509-71, Ca(NOy)z ГОСТУ 4525-77 и т.д., буровые растворы на водной основе — ОСТУ 39-015-75, В качестве буровых могут быть использованы растворы 1-3, X:

Раствор 1

Глина 19

Нефть 9,1

Утяжелитель в растворе

Углещелочной реагент (УЩР) 2-8

Вода Остальное

Плотность р, г/см 2,2. э

Вязкость Т, с 1 10

Статическое напряжение сдвига

СНС, мг/см 120/240.

Раствор 2 (соленасыщенный)

Глина 16-18

Утяжелитель 18-20

Соль (Na С t) 26

Вода Остальное ), г/ см 2,2.

Т, с 110

СНС, мг/см 100/210

Буровой раствор 3

Глина 20

Нефть 9,1

УЩР 8,0

Вода Остальное мг/см 1 4

Т, с 110

СНС, мг/см 100/210 г

Для приготовления тампонажного состава в буровом растворе растворяют щелочь. Далее в буровой раствор вводится необходимое количество соли. Смесь тщательно перемешивают и вводят карбамидный олигомер. После перемешивания и замера рН, вводят второй компонент связующего — суммарные сланцевые алкилрезорцины (фенолы), или ТС-10. Компоненты связующего следует вводить именно в такой последовательности, как описано выше, так как вводить в рецептуру алкилрезорцины сразу нежелательно вследствие образования в целом ряде случаев нерастворимых фенолятов, не участвующих в процессе отверждения.

Результаты испытаний приведены в табл. 1.

В табл. 2 дан состав и свойства известной композиции в сравнении с предлагаемой.

Результаты испытания показывают, что по сравнению с прототипом предлагаемый полимерный тампонажный

1273505 состав характеризуется существенно низкими сроками отверждения в щелочной среде и высокими структурно-механическими свойствами. Технология

Таблица

СНС, Проч- рн иг/си ность, 2

МПа

Состав, мас.Х

Время потери твердости (ВПТ), мин

Соль

Буровой раствор

Карбамид

НЬй иас. X,, ff олигомер раст10,01

1540 105/135 О, 7

50,0

50,0 1

500 1

50,0

50,0 1

1,5 (МН ) Cr от 1,О 220

10,0

108/ \44 1,4

1,5

108/144 1,4 fo,o

3,3 70

То же

10,0

1,5

10,0

108/144 1,4

108/144 1 > 4

108/144 О,!

2,0 20

2,0 920

3,0

0,8 50,0 1

9,3

10,0

2,0 90

1,S

1O8/144 1,7 !0,0

2,0 80

2,0 100

2,0 1!О

2,0 180

1,5

108/144 1, 4

108/144 1,4

10,0

1,5

10,0

1,5

108/144 1,4 10,0

Са(НО ) н8 (сн,соо), 1,5

16,5 33,0

140 108/144 i 4

10,0

108/144 1,4

l 08/144 1, 4

10,0 н8(сн coo)

FeCf

50,0 3

50,0

16;5 33,0

16,5 33,0

2,0 160

2,0 290

1,5

1,5

10,0

16,5 33,0

16,5 33,0

1,5

50,0 1

50,0 2

ag,Cf, MgC tz"

AI Cf

2,0 370

2,0 240

1,5

108/144 1,4

10,0

16,5 33,0

1,5 50 О 1

108/144 1,4 10,0

16,5 33,0 !

6,5 33,0

Е6,5 33,0

16,5 33,0

1,5

50,0 1

50,0 2

1,5 50,0 3

ZnCf

2,0 360 l 08/144 1,4

f0,О

1,5

50,0

50,0 2

50,0 3

50,0 1

50,0 2

50,0 3

КС2

2,0 340

2,0 167

16,5 33,0

1,S so

108/144 1,4

108/144 1,4

10,0

16,5 33,0

1,5 вахБО

f0,0

16,5 33,0 1,5 (Ян,) s,î 2,0 160

108/144 1,4. 10,0

16,5 33,0

16,5 33,0

1,5

K Cr Oz

10ÄO

Nà„s o„

1,5

108/144

2,0 90

16,5 33,0

f6,5 33,0

16,5 33,0

16,5 33,0

16,5 33,0

Е6,5 33,0

10,0 28,5

28,5 46,0

16,5 33,0

16,5 33,0

16,5 33,0

60,0

35,0 1

50,0 1

50,0 3

50,0 1

50,0 2 применения предлагаемого полимерного тампонажного состава не отличается от обычной технологии проведения изоляционных работ в скважине.

2,0 190 108/Е44 1,4

2,0 45 - 108/144 45 10,0

2,0 240 108/144 1,4 Е О, О

2,0 300 108/144 1,4

2,0 3 !0 108/ 144 1,4 10,0

2,0 70 108/144 1,4

1273505

Ь

Продолжение табл.1

НС, Проч- рН г/си ность, 2

МПа

Время лотер т ердости (ВПТ) мин

Состав, иас.X

fCCAt

Соль

Буровой раствор

Щелочь рбмас.L P раствора

И мер

16,5 33,0 1,5 50,1 1 Zn(HCOO) 2,0 160 108/144 1,4 10,0

16 5 33 0 1 5 50 0 2 КВг 2 0 480 108/144 1 4 10 0

16,5 33,0 1,5 50,0 3 СаСЙ 2 0 75 108/144 1 4 1О 0

16, 5 33, 0 1, 5 50, 0 1 Cd (NOg) 2,0 600 108/144 1,4 10,0

165 330 15 500 2

Иа 8 0 2,0 140 108/144 1,4 10,0

Таблица 2

Свойства раствора

Состав, вес.ч

СНС /10, Начаа

Кар6- Щелочь

ТС-10 рН

Буровой мг/см

Соль ло заамидный густения мин раствор олиго мер

Прототип

7,5 (0-2)/ 2880

/(8-5) 36,5 43,2 17,5

7,5 (0-2)/ 4320

/(8-5) 50 50,0 0,05

8,5 (0-2)/ 1440

/(8-5) 18, 0 72,0 10,0

7, 5 (0-2) / 4100

/(8 — 5) 20,0 80,0 0,05

Предлагаемый состав

16 5 33 0 1 5 50 0 1 0

i6,5 33,0 1,5 50,0 3,3 (ИН ) Ст О / 10, 0 108/144 220

То же

16,5 33,0 ее

1,5 ее

3,0 ее

0,8

1,5

СаС1

FeCf > нд(сн, соо), 33,0

16,5

1,5

10,0 108/144 160

16,5 33,0

16,5 33,0

16,5 33,0

16,5 33,0

50,0 2,0

50,0 2,0

50 0 2,0

50,0 2,0

50,0 2,0

50,0 2,0

10,0 108/144 70

10,0 108/144 190

11, 0 108/144 20

9, 5 108/144 920

10,0 108/144 95

10,0 108/144 290