полимерный состав

Классы МПК:E21B33/138 глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы 
C09K8/508 высокомолекулярные соединения
C09K8/44 содержащие только органические связующие
C09K8/88 высокомолекулярные соединения
Автор(ы):, , , , ,
Патентообладатель(и):Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2006-12-11
публикация патента:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано как для ремонтно-изоляционных работ (РИР), так и для проведения изоляции водопритоков и зон поглощения в нагнетательных и добывающих скважинах. Полимерный состав содержит, мас.%: ацетоноформальдегидная смола 60-93, карбамидоформальдегидная смола 1,86-30, щелочной отвердитель 0,4-2, вода остальное, при соотношении ацетоноформальдегидной смолы к карбамидоформальдегидной смоле 1:0,02÷0,5. Технический результат - повышение эффективности и качества изоляции зон поглощения и РИР. 1 табл.

Формула изобретения

Полимерный состав, включающий ацетоноформальдегидную смолу, щелочной отвердитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит карбамидоформальдегидную смолу в соотношении ацетоноформальдегидной смолы к карбамидоформальдегидной смоле 1:0,02÷0,5 соответственно при следующем содержании компонентов, мас.%:

ацетоноформальдегидная смола 60,00-93,00
карбамидоформальдегидная смола1,86-30,0
щелочной отвердитель0,4-2,0
водаостальное

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано как для ремонтно-изоляционных работ (РИР), так и для проведения изоляции водопритоков и зон поглощения в нагнетательных и добывающих скважинах.

Известен полимерный тампонажный состав, включающий карбамидоформальдегидную смолу и алюмохлорид (А.с. №1763638, Е21В 33/138, БИ №35, 1992 г.).

Недостатками известного полимерного тампонажного состава являются: узкий диапазон отверждения (до 90 мин), низкие прочностные свойства и усадка образующегося камня. Входящая в состав карбамидоформальдегидная смола имеет короткий срок хранения (два месяца со дня изготовления, ГОСТ14231-88).

Известен полимерный тампонажный состав, включающий карбамидоформальдегидную смолу, ацетоноформальдегидную смолу и алюмохлорид (Пат РФ №2259469, Е21В 33/138, БИ №24, 2005 г.).

Известный состав содержит в качестве катализатора отверждения алюмохлорид, который обладает коррозионной активностью. Как показывает практика, применение полимерных тампонажных составов со щелочным катализатором отверждения предпочтительней.

Наиболее близким к предлагаемому составу является полимерный состав для изоляции водопритока и зон поглощения в скважине, содержащий ацетоноформальдегидную смолу, щелочной отвердитель, мочевину, воду (А.с №1040121, Е21В 33/138, БИ №33, 1983 г.).

Недостатками известного состава являются низкая прочность образующегося в пласте полимерного камня и влияние объема приготавливаемой композиции на стабильность ее эксплуатационных характеристик в связи с высокой экзотермичностью процесса отверждения состава. При малых объемах приготовленного полимерного состава (до 1 м 3) сроки отверждения их более длительные и нестабильные, чем при больших объемах (более 1 м3). Кроме того, при приготовлении состава требуется нагрев ацетоноформальдегидной смолы до 50-60°С, что обуславливает ряд трудностей при приготовлении состава на промысле.

Технической задачей предложения является повышение эффективности и качества изоляции зон поглощения и ремонтно-изоляционных работ за счет исключения влияния объема приготавливаемой композиции на стабильность ее эксплуатационных характеристик и повышения прочностных характеристик полимерного тампонажного камня, а также расширение арсенала средств, применяемых для ремонтно-изоляционных работ (РИР), так и для проведения изоляции водопритоков и зон поглощения в нагнетательных и добывающих скважинах.

Задача решается известным полимерным составом, включающим ацетоноформальдегидную смолу, щелочной отвердитель и воду.

Новым является то, что полимерный состав дополнительно содержит карбамидоформальдегидную смолу, в соотношении ацетоноформальдегидной смолы к карбамидоформальдегидной смоле соответственно 1:0,02÷0,5 при следующем содержании компонентов, мас.%:

ацетоноформальдегидная смола 60-93;
карбамидоформальдегидная смола 1,86-30;
щелочной отвердитель0,4-2;
водаостальное

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного состава, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «изобретательский уровень».

Применяемая ацетоноформальдегидная смола марки АЦФ-75 представляет собой однородную жидкость от светлого до коричневого цвета по ТУ 2228-006-48090685-2002.

Карбамидоформальдегидная смола марки КФЖ представляет собой однородную белого цвета суспензию по ГОСТ 14231-88.

Щелочной отвердитель представляет собой водный раствор едкого натра или смесь раствора едкого натра и кальцинированной соды.

Полимерный состав готовят следующим образом.

Готовят смесь из ацетоноформальдегидной и карбамидоформальдегидной смол. Для этого к ацетоноформальдегидной смоле добавляют карбамидоформальдегидную смолу и перемешивают. Время перемешивания зависит от объема приготавливаемой смеси и составляет от 5 до 15 минут.

Затем при перемешивании добавляют щелочной отвердитель. Предлагаемый состав при соотношении ацетоноформальдегидной смолы к карбамидоформальдегидной смоле соответственно 1:0,02÷0,5 и щелочного отвердителя при следующем содержании компонентов, мас.%:

ацетоноформальдегидная смола 60-93;
карбамидоформальдегидная смола 1,86-30;
щелочной отвердитель0,4-2;
водаостальное

исключает влияние объема приготавливаемого состава на эксплуатационные характеристики, а также повышаются прочностные характеристики полимерного камня. Предлагаемый полимерный состав отличается простотой при приготовлении и позволяет расширить арсенал средств, применяемых для РИР, так и для проведения изоляции водопритоков и зон поглощения в нагнетательных и добывающих скважинах.

Используя то обстоятельство, что процесс отверждения ацетоноформальдегидной смолы сопровождается выделением тепла, замеряли температуру полимерного состава с интервалом в 5 минут.

При смешивании ацетоноформальдегидной и карбамидоформальдегидной смол образуется комплекс с межмолекулярными водородными связями, который затем отверждается в присутствии щелочного отвердителя. Вводимая карбамидоформальдегидная смола образует с ацетоноформальдегидной смолой промежуточный продукт за счет имеющихся реакционноспособных групп обеих смол. Температура разогрева ограничивается, и исключается зависимость объема приготавливаемого состава на его эксплуатационные характеристики.

Время отверждения полимерного состава определялось от момента смешивания компонентов до момента потери подвижности состава.

Прочностные характеристики отвержденных образцов определяли по ГОСТ 26798.1-96.

Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления предложения в лабораторных условиях.

Пример 1.

Приготовили смесь смол в соотношении ацетоноформальдегидной смолы к карбамидоформальдегидной смоле соответственно 1:0,02 при следующем содержании компонентов, мас.%:

ацетоноформальдегидная смола 93;
карбамидоформальдегидная смола 1,86

К приготовленной смеси смол добавили едкий натр 1 мас.%, воду 4,14 мас.% и перемешали. Время отверждения составило 50 минут как при 200 мл, так и при 1000 мл приготовленного состава. Температура состава через 5 минут составила 23°С. Прочность на изгиб составила - 5,2 МПа, на сжатие - 13,59 МПа. Усадка не наблюдается.

Примеры 2-6 осуществляют аналогично примеру 1.

Соотношения компонентов в полимерном составе, эксплуатационные параметры состава и камня приведены в таблице.

Таблица
Содержание компонентов и эксплуатационные характеристики полимерного состава и образующегося камня.
№ п/пПолимерный состав, мас%Эксплуатационные характеристики
Время полного отверждения при 35°С, полимерный состав, патент № 2333347 Ч-минТемпера тура состава ч/з 5 минПредел прочности, через 30 сут, МПаУсадка, %, ч/з 30 сут
Ацетоноформальдегидная смола Карбамидоформальдегидная смола Едкий натрВодаМочевина при изгибепри сжатии
193,0 1,861,04,14  0-50 / 0-50 23,05,213,59 0
2 90,05,01,0 4,0 1-50/1-49 22,55,10 10,920
3 80,015,0 1,04,0  2-20 / 2-2022,34,79 10,280
478,020,0 0,41,6  8-45 / 8-4021,34,16 9,430
575,020,0 1,04,0  4-05 / 4-0622,24,08 11,950
660,030,0 2,08,0  1-15/1-1522,15,29 12,050
747,547,5 1,04,0  6-20/6-1820,12,62 5,375
835,050,0 3,012,0  Отверждение произошло не в полном объеме 20,0-- -
998,5 1,00,1 0,4 20,0 ---
Состав по прототипу
1055  0,343,7 19-10 31,0 0,30 0
11 67 3,0 29,011-00 39,0 1,63 0
12 80 0,3 13,760-30 57,0 8,20 0

Уменьшение массового содержания в полимерном составе ацетоноформальдегидной смолы ниже 60% и увеличение содержания карбамидоформальдегидной смолы больше 30% ведет к ухудшению прочностных характеристик полимерного камня, ухудшению эксплуатационных характеристик. Увеличение массового содержания ацетоноформальдегидной смолы более 93% ведет к отверждению состава не в полном объеме.

Из таблицы видно, что предлагаемый полимерный состав исключает влияние объема приготавливаемого состава на эксплуатационные характеристики, а также повышаются прочностные характеристики полимерного камня. Предлагаемый полимерный состав отличается простотой при приготовлении и позволяет расширить арсенал средств, применяемых для РИР, так и для проведения изоляции водопритоков и зон поглощения в нагнетательных и добывающих скважинах.

Класс E21B33/138 глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы 

селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах -  патент 2529080 (27.09.2014)
состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины -  патент 2527996 (10.09.2014)
улучшенные способы размещения и отклонения текучих сред в подземных пластах -  патент 2527988 (10.09.2014)
состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах -  патент 2527443 (27.08.2014)
способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии -  патент 2527051 (27.08.2014)
способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины -  патент 2526061 (20.08.2014)
состав для изоляции водопритока в скважине -  патент 2526039 (20.08.2014)
способ ограничения водопритока в скважину -  патент 2525079 (10.08.2014)
гипсомагнезиальный тампонажный раствор -  патент 2524774 (10.08.2014)
тампонажный облегченный серосодержащий раствор -  патент 2524771 (10.08.2014)

Класс C09K8/508 высокомолекулярные соединения

способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины -  патент 2526061 (20.08.2014)
полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции -  патент 2524738 (10.08.2014)
способ получения акрилового реагента для ограничения притока вод в нефтяном пласте -  патент 2517558 (27.05.2014)
способ связывания немонолитных оксидных неорганических материалов этерифицированными аминопласт-смолами, отвержденные композиции из этих материалов и этерифицированные аминосмолы -  патент 2516505 (20.05.2014)
способ изоляции зон водопритока в скважине -  патент 2507377 (20.02.2014)
композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения -  патент 2505578 (27.01.2014)
блоксополимеры для извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения -  патент 2502775 (27.12.2013)
композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения -  патент 2500711 (10.12.2013)
композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения -  патент 2499021 (20.11.2013)
водорастворимые и биологически разлагаемые сополимеры на основе полиамида и их применение -  патент 2451034 (20.05.2012)

Класс C09K8/44 содержащие только органические связующие

способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин -  патент 2521236 (27.06.2014)
способ герметизации эксплуатационной колонны скважины -  патент 2520217 (20.06.2014)
способ получения акрилового реагента для изоляции водопритоков в скважине (варианты) -  патент 2503702 (10.01.2014)
обеспыливающий состав для обработки пылящих поверхностей -  патент 2502874 (27.12.2013)
способ обработки карбонатного пласта -  патент 2467157 (20.11.2012)
способ крепления призабойной зоны скважины -  патент 2467156 (20.11.2012)
компаунд эпоксиднофениленовый водосовместимый тампонажный -  патент 2458961 (20.08.2012)
быстросхватывающая тампонажная смесь (бстс) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах -  патент 2439119 (10.01.2012)
набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости -  патент 2436946 (20.12.2011)
гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин -  патент 2434040 (20.11.2011)

Класс C09K8/88 высокомолекулярные соединения

состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта -  патент 2526943 (27.08.2014)
нефтепромысловый биоцид из перуксусной кислоты и способ его применения -  патент 2506300 (10.02.2014)
способ приготовления композиций сшивающего агента на основе циркония и их использование на нефтяных месторождениях -  патент 2490298 (20.08.2013)
способ получения полимерно-силикатной композиции -  патент 2459854 (27.08.2012)
добавки для извлечения нефти из нефтяных пластов -  патент 2459853 (27.08.2012)
композиции жидкостей для обработки скважин, включающие составы с замедленным высвобождением перкарбоната, и способы их применения -  патент 2456325 (20.07.2012)
самоочищающаяся жидкость для управления скважиной -  патент 2435953 (10.12.2011)
циркониевые сшивающие композиции и способы их использования -  патент 2424270 (20.07.2011)
способ разработки неоднородного нефтяного пласта -  патент 2394155 (10.07.2010)
водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц -  патент 2382173 (20.02.2010)
Наверх