Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения

 

СОК)3 СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)ю Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫИ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4477552/03 (22) 29,08.88 (46) 15.01.91. Бюл. М 2 (71) Институт геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений (72) Н.Абдурахимов, А.Тджалилов, LU.Ã.Ôàéзиев, Н,А.Самигов, А.С.Эркинов и Е.А.Лыков (53) 622.245.42(088. 8) (56) Авторское свидетельство СССР йг 1216330, кл. Е 21 В 33/138, 1984.

Авторское свидетельство СССР

N 1219786, кл. Е 21 В 33/138, 1984.

Авторское свидетельство СССР

N 1317099, кл. Е 21 В 33/138, 1985. (54) ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ 30Н ПОГЛОЩЕНИЯ (57) Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к полимерным тампонажным составам (ПТС), и может быть использовано для изоляции зон

- Изобретение относится к области буре ния нефтяных и газовых скважин, в частности к полимерным тампонажным составам, и может быть использовано для изоляции зон поглощений бурового раствора, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и эаколонного пространства.

Цель изобретения — увеличение сроков загустевания и схватывания тампонажного состава при одновременном увеличении его обьема при 80 — 120 С и давлении

5.0-80 МПа.

Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения включающий карбамидформальдегидную смолу, кислотный

„„5U„„1620610 А1 поглощения. Цель изобретения — увеличение сроков загустевания и схватывания ПТС при одновременном увеличении его объема при температуре 80 — 120 С и давлении 5,0—

80 МПа. Для этого ПТС для изоляции зон поглощения включает карбамидформальдегидную смолу, аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди в качестве кислотного отвердителя, воду в качестве растворителя и барит при следующем соотношении компонентов, мас.7;: карбамидформальдегидная смола 45,0 — 50,0; аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди 0,5-3,0; барит 47,0-49,0; вода остальное, Тампонажный раствор на основе ПТС обладает регулируемыми сроками схватывания и загустевания в интервале температур 80 — 120 С. При давлении

5 — 80 МПа происходит значительное (до

26,6 — 73,4%) расширение раствора. Камень на основе ПТС обладает высокой прочностью, коррозионной стойкостью, низкой газопроницаемостью. 1 з,п. ф-лы, 2 табл. отвердитель и растворитель, в качестве кислотного отвердителя содержит аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди, а в качестве растворителя воду, кроме того, состав дополнительно содержит барит при следующем соотношении компонентов, мас. :

Карбамидформальдегидная смола 45,0 — 50,0

Аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди 0,5-3,0

Барит .. 47,0-49,0

Вода Остальное

Получение аддукта полиэтиленимина и сернокислой меди. В трехгорлую колбу, 1620610 снабженную механической мешалкой, помещают 17 г полиэтиленимина, растворенного в диметилформамиде, и добавляют в реакционную колбу по каплям в течение

20 мин при перемешивании 25 г сернокислой меди, растворенной в диметилформамиде, При интенсивном перемешивании выпадает осадок синего цвета. Реакцию проводят при комнатной температуре (298

К). Соотношение исходных компонентов 4:1 (поллэтиленимин:сернокислая медь).

Выпавший осадок обрабатывают ацетоном для удаления непрореагировавших исходных веществ и сушат в вакуум-сушильном шкафу до постоянной массы при 298 К.

Выход продукта 95 — 96 . Полученный продукт устойчив при длительном хранении, Получение аддукта на основе полиэтиленимина и сернокислой меди технологически просто и не требует больших затрат. Диметилформамид и ацетон после перегонки вновь можно испольэовать для получения и обработки аддукта.

Физико-химические данные полученного аддукта: мол, м, 1050; т.пл, 383 К; приведенная вязкость 0,5 -ного водного раствора

0,01-0,03 дл/г; плотность 2200 кг/м ; рН среды 4,8.

Пример 1. Сначала получа)от раствор отвердитоля, С этой целью в мерную колбу емкостью 100 мл помещают 15 г аддукта полиэтиленимина и сернокислой меди, затем доливают воду до метки, перемешивают до полного растворения порошка, в результате чего получают 15 "/-ный раствор отвердителя.

Для получения изоляционного состава

»а граничное значение содержания смолы (45 мас. ) осуществляют следующую реакцию: 0,5 мл 15%-ного раствора перемешивают с 45 мас. смолы и 47 мас.% барита, Полученный состав термостатируют при

80 С, Через 3,5 ч образуется камень с необходимыми тампонажными свойствами.

Полученный состав содержит, мас,70:

Карбамидформал ьдегидная смола 45,0

Аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди 0,5

Барит 47,0

Вода Остальное

Пример 2. Для получения раствора отвердителя в мерную колбу емкостью i00 мл помещают 15 r аддукта полиэтиленимина и сернокислой меди, доливают воду до метки, перемешивают до полного растворения порошка, таким образом получают 15 -ный раствор отвердителя.

Формула изобретения

35 1. Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения, включающий карбамидформальдегидную смолу, кислотный отвердитель и растворитель, о т л и ч аю шийся тем, что, с целью увеличения

40 сроков загустевания и схватывания тампонажного состава при одновременном увеличении его объема при 80 — 1200С и давлении

5-80 МГ1а, он в качестве кислотного отвердителя содержит аддукт полиэтиленимина и

45 сернокислой меди, а в качестве растворителя — воду при следующем соотношении компонентов, мас. :

Карбамидформальдегидная

50 смола

Аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди

Вода

45-50

0,5-3,0

Остальное

55 . 2. Состав по и. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит барит в количестве 47 — 49 от общей массы состава.

Для получения изоляционного состава на граничное значение содержание смолы (50.0 мас. ) состав карбамидформальдегидной смолы в количестве 50,0 мас.

5 смешивают с 49,0 мас. барита. Полученную смесь перемешивают до однсродной массы, затем доливают 2 мл 15 -ного раствора отвердителя, что составляет 1 от массы смолы, после чего состав термостати10 руют при 80 С. Через 2 ч 45 мин раствор интенсивно расширяется и через 3 ч формируется в камень.

Полученный состав содержит, мас. :

Карбамидформальдегидная

15 смола 50,0

Аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди 3,0

Барит 49,0

Вода Остальное

20 Г1ри 120 С граничные значения смолы (45,0-50,0 мас. ) изменяют сроки схватывания на 5 — 10 мин с учетом вариаций состава относительных граничных значений состава остальных ингредиентов.

25 В табл, 1 даны состав и свойства полимерного тампонажного раствора и камня в сравнении с известным.

В табл, 2 даны состав и свойства полимерного тампонажного раствора и камня

30 при нижнем и среднем значениях смолы

КФ вЂ” Ж и различных вариациях остальных ингредиентов.

1620610

Таблица 1

Проч- Расшиность рение, на изгиб, Мпа

Время Время загусте- схватывания, вания, ч мин ч мин

Со е жание, мас.

Темпе- Давлература, ние, С МПа

АПСМ HCI

ПАА

Барит

КФ вЂ” Ж

П е ложенный

П ото тип

1 — 00

3 — 15

0,1

0,5

Непрочный, эластичность

36,8

Примечание: Барит 8aSO<; АПСМ вЂ” аддукт полизтиленимина и сернокислой меди;

HCI — соляная кислота; ПАА — полиакриламид, Таблица 2 жание, мас.

Температура, С

Давление, МПа

Расширение,%

Прочность на изгиб, МПа

Со е

Время загустевания, ч — мин

Время схватываАПСМ

КФ вЂ” Ж

Барит ния, ч — мин

3 — 50

3 — 50

2 — 40

0 — 40

1 — 30

1 — 34

1 — 23

0 — 32

1-10

0 — 40

3 — 00

0-40

0 — 20

47,5

47,5

Примечание: Барит BaS04, АПСМ вЂ” аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди.

Составитель il. Бестужева

Техред М.Моргентал Корректор Т. Палий

Редактор О. Спесивых

Заказ 4226 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 101

48,5

48,0

47,0

46,0

48,25

48,0

47,0

47

48,5

48

46

47

48,25

48

47

48

48

49

49

0,5

1,0

2.0

3,0

0,75

1,0

2,0

0,5

0,5

1,0

3,0

0,5

0,75

1.0

2,0

2,0

2,0

1,0

3,0

3,0

120

120

40 . 40

3 — 30

3 — 30

2 — 20

0-35

1 — 25

1 — 30

1 — 20

0 — 30

1 — 02

0 — 35

2 — 45

0 — 35

0 — 18

3 — 40

2 — 45

1 — 05

0 — 40

1 — 40

1 — 25

0 — 40

4 — 00

3-00

1 — 12

0 — 45

1 — 44

1 — 28

0 — 45

3,7

4,4

5,3

5,8

6,8

7,2

8,6

2,9

3,0

3,6

5,2

5,8

6.2

6,8

7,7

4,8

7,4

4,0

6,4

8,8

26,6

30,1

34,7

39,2

67,5

78,2

79,4

21,0

22,8

26,5

35,6

60,5

62,0

74,4

76,8

31,5

75,3

29,9

42,0

81,5

Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии крепления нефтяных и газовых скважин в сложных геолого-технических условиях, требующих повышенной надежности разобщения пластов

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для оценки герметичности зацементированного заколонного пространства

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к вскрытию продуктивных пластов и проведению подземного ремонта в скважинах

Изобретение относится к бурению

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при добыче углеводородного сырья

Изобретение относится к бурению скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к изоляции промытых нагнетательных скважин и изоляции водопритока добывающих скважин, может быть использовано для крепления и ремонта скважин в нефтяной промышленности

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для изоляции зон водопритоков или поглощений

Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента

Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагревательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к составам для блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин
Наверх