Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин

Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин

Реферат

 

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - ускорение начальных сроков гелеобразования состава при нормальной температуре. Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель - углеводородную жидкость, сшивающий агент и наполнитель - цемент, в качестве полимера содержит форполимер ФП-65-2, в качестве сшивающего агента - 5% раствор хлористого кальция, в качестве наполнителя - тампонажный цемент и дополнительно ускоритель УП-606/2 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: форполимер ФП-65-2 100; углеводородная жидкость 100; 5% раствор хлористого кальция 2,1-3,15; тампонажный цемент 15-20; ускоритель твердения УП-606/2 0,1-0,2.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к тампонажным составам, применяемым при изоляционных работах.

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 - полиэтиленполигмин - 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.

Ближайшим техническим решением, выбранным авторами за прототип, является гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель, сшивающий агент, наполнитель [ 2 ]. В указанном составе (в вес. ч.) в качестве полимера применяется изопреновый каучук - 100, растворителя - дизельное топливо - 560-809, в качестве наполнителя используется графит, цемент или магнезит - 109-321, в качестве сшивающего агента применяется сера техническая - 15-30 и дифенилгуанидин - 5-37,5.

Недостатком этого состава является длительное время сшивания с переходом в гель при нормальных условиях. Так, например, при температуре 20^oС начало отверждения происходит через 20 часов.

Задачей изобретения является ускорение начальных сроков гелеобразования состава при нормальной температуре (+20^oС).

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 - цемент, в качестве полимера содержит форполимер ФП-65-2, в качестве сшивающего агента - 5 % раствор хлористого кальция, в качестве наполнителя - тампонажный цемент и дополнительно ускоритель УП-606/2, при следующем соотношении компонентов, вес. ч.: Форполимер ФП-65-2 - 100 Углеводородная жидкость - 100 5 % Раствор хлористого кальция - 2,1-3,15 Тампонажный цемент - 15-20 Ускоритель УП-606/2 - 0,1-0,2 Для приготовления гидрофобного полимерного тампонажного состава использовали следующие продукты: - форполимер ФП-65-2 - вязкая жидкость желтоватого цвета, является продуктом взаимодействия низкомолекулярного бутадиенпипериленового каучука СКДП-Н и толуилендиизоцианата Т 65/35. Форполимер типа ФП-65-2 выпускается согласно ТУ 38.403.548-87; - ускоритель УП-606/2 выпускается согласно ТУ 6-09-4136-75, представляет собой прозрачную жидкость от янтарного до коричневого цвета, труднорастворим в воде, но растворяется в органической жидкости.

Сущность изобретения заключается в следующем. Благодаря взаимодействию форполимера с предварительно введенным в него УП-606/2 с ионами Са, которые присутствуют в водном растворе, и цементом, добавляемым в качестве наполнителя и дополнительно ускорителя, достигается ускорение реакции сшивки за счет образования центров коагуляции около частиц цемента, что позволит ускорить начальные сроки гелеобразования до 8-10 часов при комнатной температуре.

Состав в лабораторных условиях готовится следующим образом. Предварительно приготавливается 5% раствор хлористого кальция. Для этого в 95 г воды растворяется 5 г просушенного хлористого кальция. Затем для форполимера в количестве 100 г готовится сшивающая смесь, состоящая из 2-3 г 5 %-ного хлористого кальция и 0,1 - 0,2 г ускорителя УП-606/2 при тщательном перемешивании.

Форполимер разбавляется углеводородной жидкостью, затем при постоянном перемешивании вводится сшивающая смесь и цемент в количестве 15-20 г.

Такой гидрофобный полимерный состав через б -7 часов при t +20^oС становится нетекучим, а через 8-10 наступает быстрое гелеобразование с переходом с твердый гель.

Преимуществом заявляемого состава по сравнению с известным является то, что он при закачке в изолируемый пласт меньше подвержен проникновению в глубь пласта, что значительно повышает его закупоривающую способность и сокращает время на изоляционные работы.

Источники информации 1. Жженов В.Г., Ермолаев Ю.Н., РНТС "Нефтепромысловое дело". М., ВНИЛОЭНГ, 1977, с.23-26.

2. А.с. РФ 1263812, кл.Е 21 В 33/138, 1986 (прототип).

Формула изобретения

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 - 5% раствор хлористого кальция, в качестве наполнителя - тампонажный цемент и дополнительно ускоритель УП-606/2 при следующем соотношении компонентов, вес. ч. : Форполимер ФП-65-2 - 100 Углеводородная жидкость - 100 5% Раствор хлористого кальция - 2,1 - 3,15 Тампонажный цемент - 15 - 20 Ускоритель твердения УП-606/2 - 0,1 - 0,2

NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Дата, с которой действие патента восстановлено: 10.09.2008

Извещение опубликовано: 10.09.2008        БИ: 25/2008