Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины

Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины

Реферат

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, кислый отвердитель - гидроксохлористый алюминий и цеолиты (Патент РФ №2212520, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. 20.09.2003 г.).

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

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является изолирующий состав, содержащий карбамидоформальдегидную смолу, окзил - СМ, отвердитель - соль алюминия в виде кристаллогидрата и воду (Патент РФ №2272892, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 г.).

Недостатками известного состава являются отсутствие устойчивости к разбавлению пластовыми водами, отсутствие деформационной стойкости к ударным воздействиям 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 образующегося полимерного камня к агрессивным пластовым средам и регулируемой динамикой повышения структурно-механических свойств во времени.

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

Карбамидоформальдегидная 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

Карбамидоформальдегидную смолу берут марки КФМХ, которая является продуктом поликонденсации мочевины, формальдегида и диэтиленгликоля и выпускается по ТУ 6-06-59-89 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 АФ-9 - 4, 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 алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами по ТУ 38.302163-89.

Приведем пример приготовления полимерной композиции.

Пример 1. К 68,3 г карбамидоформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 22,4 г каучука - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 0,3 г, воды - 0,1 г и ЩСПК - 0,5 г, затем при перемешивании дозатором вводят 8,4 г гидроксохлористого алюминия. 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	Компонентный состав, мас.%	Время отверждения, час/мин при температуре, °С
Карбамидоформальдегидная смола	Натуральный или синтетический каучук	ПАВ	Вода	Инициатор полимеризации
Гидроксохлористый алюминий	ЩСПК
25-40	40-90
1	2	3	4		6	7	8	9
11	68,3	СКС-65-ГПБС	22.4	Неонол АФ9-12	0,3	0,4	8.4	0,5	3/00-4/40	0/50-1/20
12	68,3	CKC-65-ГПБСБС-65А	12.410,0	Неонол АФ9-12Неонол АФ9-10	0,20,1	0,1	8,4	0,5	3/00-4/40	0/50-1/20
21	60,2	СКД-Л250	30.8	Неонол АФ9-6	0,1	0	8,4	0,5	2/05-2/40	0/20-1/55
22	60,2	СКД-Л250БС-65А	20.810,0	Неонол АФ9-6Сульфонол	0,050,05	0	8,4	0,5	2/05-2/40	0/20-1/55
31	60,5	СКД-ПС	30	Неонол АФ9-10	0,3	0,3	8,4	0,5	4/35-7/00	0/35-3/10
32	60,5	СКД-ПСБС-65А	10,020,0	Неонол АФ9-12ОП-10	0,20,1	0,3	8,4	0,5	4/35-7/00	0/35-3/10
41	45,0	БС-65А	45,0	Неонол АФ9-12Неонол АФ9-6	0,30,1	0,5	8,5	0,6	3/40-5/30	0/25-3/05
42	45,0	БС-65АБМ-5	25,020,0	Неонол АФ9-8Неонол АФ9-6	0,30,1	0,5	9,1	0	3/40-5/30	0/25-3/05
51	61,2	БМ-5	30,0	Неонол АФ9-12	0,3	0	8,2	0,3	2/00-2/55	0/20-2/05
52	61,2	БМ-5ДВХБ-Ш	15,015,0	НефтенолНеонол АФ9-6	0,20,1	0	0	8,5	2/00-2/55	0/20-2/05
61	50,0	ВДВХМК	38,9	Неонол АФ9-6	0,1	1	9	1	1/35-5/20	0/15-0/50
62	50,0	ДВХБ-ШRSS-1	28,910,0	Неонол АФ9-8ОП-10	0,050,05	1	9	1	1/35- 5/20	0/15-0/50
71	70,0	ДВХБ-Ш	20,0	Неонол АФ9-12	0,5	1	8,3	0,2	7/00-9/00	0/35-7/00
72	70,0	ДВХБ-ШSVR 3L	10,010,0	Неонол АФ9-12Неонол АФ9-9	0,20,3	1	8,3	0,2	7/00-9/00	0/35-7/00
81	50,0	ВДВХМК	39,0	Неонол АФ9-10Неонол АФ9-12	0,30,2	0,7	9	0,8	0/44-2/45	0/20-0/50
82	50,0	ВДВХМКБС-65А	29,010,0	Неонол АФ9-10Неонол АФ9-8	0,30,2	0,7	9	0,8	0/44-2/45	0/20-0/50
91	61	СКН-40ИХМ	30	Неонол АФ9-10	0,1	0	8,4	0,5	3/55-6/45	0/45-2/55
92	61	СКН-40ИХМБС-65А	2010	Неонол АФ9-10	0,5	0	8,4	0,1	3/55-6/45	0/45-2/55
10 прототин	60					остальное	Окзил-СМ - 3,0	кристаллогидрат алюминия - 0,5		3/00-0/40

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=(K₀-K₁)·100/K₀

где K₀ - 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 (б_м), горной породой (б_п) и цементным камнем (б_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
При изгибе	При сжатии	σм	σц	σп
1	2	3	4	5	6	7	8
11	6,7	24,5	0,81	0,91	0,78	вода/нефть	100
12	6,8	25,5	0,83	0,90	0,79	вода/нефть	100
21	6,9	24,8	0,83	0,94	0,72	вода/нефть	100
22	6,8	25,8	0,84	0,93	0,73	вода/нефть	100
31	7,3	24,5	0,82	0,97	0,69	вода/нефть	100
32	7,4	23,5	0,81	0,98	0,67	вода/нефть	100
41	7,8	17,1	0,90	0,98	0,70	вода/нефть	100
42	7,9	17,4	0,91	0,96	0,71	вода/нефть	100
51	7,6	24,0	0,85	0,92	0,72	вода/нефть	100
52	7,5	23,0	0,84	0,91	0,71	вода/нефть	100
61	8,0	25,8	0,87	0,95	0,69	вода/нефть	100
62	8,1	25,9	0,88	0,96	0,68	вода/нефть	100
71	8,3	24,1	0,71	0,91	0,61	вода/нефть	100
72	8,4	24,2	0,73	0,93	0,64	вода/нефть	100
81	8,8	28,0	0,93	0,99	0,76	вода/нефть	100
82	8,9	28,5	0,92	0,96	0,86	вода/нефть	100
91	9,2	27,9	0,92	1,2	0,74	вода/нефть	100
92	9,3	26,9	0,90	1,0	0,74	вода/нефть	100
10 по прототипу	9,1	21,3	-	-	-	-	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.

Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий карбамидоформальдегидную 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.%:

Карбамидоформальдегидная смола	20,0-70,0
ПАВ или смесь ПАВ	0,5-4,0
Указанный эластомер	0,05-50,0
Инициатор полимеризации	0,5-3,0
Вода	остальное