быстросхватывающая тампонажная смесь (бстс) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах

Формула изобретения

1. Быстросхватывающая тампонажная смесь (БСТС) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах, включающая карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, барит и воду, отличающаяся тем, что в качестве кислотного отвердителя содержит 2%-ный водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола	45,0-50,0
2%-ный Водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты	2,5-4,5
Барит	40,0-49,0
Вода	Остальное

2. Смесь по п.1, отличающаяся тем, что обладает регулируемыми сроками схватывания и загустевания в интервале низких температур от 20 до 55°С.

3. Смесь по п.1, отличающаяся тем, что содержит 2%-ный водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты в количестве 5-13% от массы карбамидоформальдегидной смолы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции пластовых вод и газопритоков в нагнетательных, добывающих нефтяных и газовых скважинах. Может быть использован предлагаемый состав для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков.

Известен состав для изоляции зон поглощений и способ его получения, сущность которого - повышение плотности, обеспечение возможности применения в условиях низких температур и упрощение приготовления. Состав для изоляции зон поглощений содержит соль техническую аминированную, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту, хлористый кальций и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: соль техническая аминированная - 12-20; нитрилтриметиленфосфоновая кислота - 0,3-1,0; хлористый кальций - 4-12; вода - остальное. Состав получают путем смешения насыщенного водного раствора соли технической аминированной с добавкой НТФ до полного объема состава и насыщенного водного раствора CaCl₂ при соотношении объемов 2,0-3,0:0,5-1,5. Плотность состава достигает 1210 кг/м ³, морозостойкость до -25°С, вязкость - в пределах 3-20 мПа·с. Объем гелеобразного отфильтрованного осадка с размером частиц 40-100 мкм составляет 45-80% от полного объема состава. Состав снижает проницаемость керна до 10 раз (патент РФ № 93006703 МПК: Е21В 33/13, 1996).

Данный состав позволяет снизить проницаемость, но не образует прочного камня и не имеет прочностные свойства в скважинных условиях при низких температурах до 55°С. Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому составу является полимерный тампонажный состав (ПТС) для изоляции водогазоперетоков, включающий в основном составе карбамидоформальдегидную смолу и продукт полиэтиленимина и сернокислой меди в качестве кислотного отвердителя, воду в качестве растворителя и 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

Полимерно-тампонажный раствор 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. Состав можно использовать для изоляции зон поглощений бурового раствора, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонных перетоков (Авторское свидетельство № 1620610). Недостатком данного изоляционного состава является то, что сроки схватывания и загустевания ограничены в температурном диапазоне от 80 до 120°С, но более 30% случаев мы имеем газоводопритоков при температурах от 20 до 55°С, это вызвано в основном нарушением эксплуатационных колонн в районе расположения верхних водоносных горизонтов. Для решения таких проблемных случаев предлагаем состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах. Цель изобретения - регулирование сроков загустевания во времени при различных температурах (от 20 до 55°С) добавлением отвердителя (2% водный раствор НТФ) от массы карбамидоформальдегидной смолы от 5,0 до 13,0%. Для изоляции зон негерметичности колонн предлагаемый полимерно-тампонажный раствор включает карбамидоформальдегидную смолу, нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в качестве кислотного отвердителя, воду в качестве растворителя и барит в качестве наполнителя при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола	45,0-50,0
Нитрилтриметилфосфоновая кислота	2,5-4,5
Барит	40,0-49,0
Вода	остальное

Предпочтительно использовать НТФ в виде водного раствора 2%-ной концентрации.

Пример 1. Для получения тампонажной смеси 45,0 мас.% карбамидоформальдегидной смолы перемешивают с 49,0 мас.% барита до получения однородной массы. Затем в эту массу медленно добавляют 2%-ный водный раствор НТФ и воду и перемешивают до получения однородной массы. Полученный состав термостатируют при 20°С. Через 6 час 20 минут образуется камень с необходимыми тампонажными свойствами. Полимерный тампонажный состав содержит, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола	45,0
2%-ный водный раствор
нитрилтриметилфосфоновой кислоты	2,5
Барит	49,0
Вода	3,5

Пример 2. Для получения тампонажного состава карбамидоформальдегидную смолу в количестве 50,0 мас.% смешивают с 40,8 мас.% барита. Полученную смесь перемешивают до получения однородной массы. Затем добавляют 2%-ный водный раствор НТФ и воду. После чего состав термостатируют при 55°С. Через 1 час 55 минут полученный состав формируется в камень. Полученный состав содержит, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола	50,0
2%-ный водный раствор
нитрилтриметилфосфоновой кислоты	4,5
Барит	40,8
Вода	4,7

При 40°С граничные значения смолы (45,0-50,0 мас.%) изменяют сроки схватывания 20-40 мин с учетом вариации состава относительных ингредиентов. В табл.1 даны состав и свойства полимерного тампонажного раствора и камня в сравнении с известным прототипом.

Техническим результатом изобретения является получение в высокопроницаемых интервалах пласта прочного водоизолирующего материала, сохраняющего свои изолирующие свойства в течение длительного времени, увеличение тем самым длительности эффекта изоляции. Тампонажный раствор на основе ПТС обладает регулируемыми сроками схватывания и загустевания в интервале температур от 20 до 55°С. Образовавшийся тампонажный камень на основе ПТС обладает высокой прочностью, коррозионной стойкостью, низкой газопроницаемостью.