ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ
POLYMER BACKFILL COMPOSITION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции пластовых вод и ликвидации зон поглощений в газонефтяных скважинах.
Известны полимерные тампонажные составы на основе карбамидоформальдегидной смолы и различных кислотных отвердителей, например, соляной кислоты [Ивачев Л.И. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. - М.: Недра, 1989. С.156] и гидроксохлористого алюминия [а.с. №173638, Е21В 33/138, оп. 23.09.92].
Недостатком известных тампонажных составов является низкая эффективность изоляционных работ в связи с усадкой твердого полимера.
Известны также вспененные полимерные составы, в которых помимо кислотного отвердителя присутствует газообразующий реагент, что способствует расширению тампонажного состава и снижению усадки твердого полимера, например, состав [а.с. 1229315, Е21В 33/138, on. 07.05.86], содержащий карбамидоформальдегидную смолу, отвердитель - соляную кислоту, стабилизатор пены - ОП-10 и газообразователь - карбонат кальция.
Недостатком известного состава является короткое время его отверждения с момента смешения компонентов, что осложняет доставку состава к объекту изоляции.
Наиболее близким по технической сущности к изобретению является полимерный тампонажный состав для ликвидации зон поглощения и ремонтно-изоляционных работ (РИР), содержащий карбамидоформальдегидную смолу, отвердитель - солянокислый анилин, газообразователь - нитрит натрия и ПАВ [а.с. 1539307, Е21В 33/138, оп. 30.01.90].
Недостатком известного состава является короткий период индукции, вспенивания и твердения смолы, что осложняет доставку состава к объекту изоляции, а также низкая адгезия отвержденной смолы к карбонатным породам и цементному кольцу. Указанные недостатки являются общими для карбамидоформальдегидных смол, отверждаемых кислыми отвердителями. Поскольку кислотный отвердитель, присутствующий в тампонажном составе, реагирует с карбонатами, слагающими породу, и гидроксидом кальция - основой цементного камня. В результате этого тампонажный состав на границе с горной породой и цементным камнем остается не отвержденным.
Таким образом, известный полимерный состав не обладает в достаточной степени свойствами, позволяющими широко использовать его в нефтедобывающей промышленности.
Исходя из вышеизложенного, возникает проблема создания полимерного тампонажного состава с регулируемым временем вспенивания, твердения и высокими адгезионными свойствами.
Указанная цель достигается тем, что известный полимерный тампонажный состав, включающий карбамидоформальдегидную смолу, нитрит натрия и кислотный отвердитель, согласно изобретению, в качестве кислотного отвердителя содержит кремнефтористую кислоту или гидроксохлористый алюминий и, дополнительно, нефть при следующем содержании компонентов, мас.ч:
Карбамидоформальдегидная смола
100
Кислотный отвердитель -
кремнефтористая кислота или
гидроксохлористый алюминий
20-50
нитрит натрия
2,0-5,0
нефть
10-20
В предлагаемом составе используются:
- карбамидоформальдегидные смолы марки КФ-Ж по ГОСТ 14231-88 или марки «РЕЗОЙЛ К-1» по ТУ 2221-637-55778270-2004;
- газообразующий реагент - нитрит натрия в виде водного раствора по ТУ 38.1021278-90 марки «В».
В качестве кислотного отвердителя предлагается:
3
3
- гидроксохлористый алюминий по ТУ 38.302163-94, изм. №№1, 2 - водный раствор хлористого алюминия плотностью 1,181-1,247 г/м с содержанием основного вещества в пересчете на AlCl в пределах 200-300 г/л, обладающий кислыми свойствами (рН не менее 2);
- кремнефтористая кислота - жидкость, выпускаемая по ТУ 6-09-27-74-79.
Дополнительно в тампонажный состав вводится товарная нефть, ГОСТ Р 51858-2002.
Последняя в сочетании с водными растворами - кремнефтористая кислота или гидроксохлористый алминий способствует образованию инвертных эмульсий. Указанные эмульсии готовятся следующим способом: в нефть при перемешивании вводится расчетное количество кремнефтористой кислоты или гидроксохлористого алюминия. Перемешивание продолжается в течение 10 мин до образования устойчивой инвертной эмульсии. В приготовленную инвертную эмульсию при перемешивании вводится карбамидоформальдегидная смола и расчетное количество газообразователя - нитрита натрия. Использование в качестве тампонажного состава инвертных эмульсий, дисперсионной средой которых является нефть, обеспечивает гидрофобные свойства тампонажному составу и предотвращает его разбавление водой при закачивании в скважине. Капсулирование кислотного отвердителя в углеводородной среде - нефти предотвращает его непосредственный контакт и реагирование с породой или цементным камнем. Взаимодействие кремнефтористой кислоты или гидроксохлористого алюминия с нитритом натрия, сопровождающееся газообразованием (вспениванием), происходит при разрушении инвертной эмульсии. Поэтому период индукции (время от момента смешивания компонентов до начала вспенивания) обусловливается термодинамической стабильностью инвертной эмульсии, которая зависит от соотношения нефти и кремнефтористой кислоты или гидроксохлористого алюминия. Время вспенивания, твердения и расширение тампонажного состава регулируется соотношением нитрита натрия и гидроксохлористого алюминия.
Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления предлагаемого изобретения.
Пример 1. Тампонажный состав готовится следующим образом. В стакан помещается 20 мас.ч. нефти и при постоянном перемешивании с помощью пропеллерной мешалки порциями вводится 50 мас.ч. гидроксохлористого алюминия. Перемешивание продолжается в течение 10 мин до образования стабильной инвертной эмульсии. В другой стакан помещается 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы КФ-Ж и при перемешивании добавляется 2 мас.ч. раствора нитрита натрия. Содержимое обоих стаканов смешивается и оставляется для твердения при температуре 20°С. Через 10 минут наблюдается начало вспенивания тампонажного состава. Время вспенивания и потери текучести составляет 1 ч. Расширение отвержденного полимерного тампонажного состава достигает 30% (по отношению к исходному объему реагентов). Предел прочности на сжатие при этом составляет 3,12 МПа. Адгезия к поверхности породы и «старого» цементного камня соответственно составляет 0,32 МПа и 0,28 МПа.
Следующие примеры (2-7), отличающиеся маркой смолы, типом кислотного отвердителя, соотношением компонентов тампонажного состава и его характеристиками, приведены в таблице. Видно, что предлагаемые интервалы концентраций нитрита натрия (2-5 мас.ч.), кремнефтористой кислоты или гидроксохлористого алюминия (20-50 мас.ч.) и нефти (10-20 мас.ч.) обеспечивают оптимальное расширение (30-60%), время твердения (40 мин-2 ч), прочность на сжатие твердого вспененного полимера (1,53-3,28 МПа) и адгезию к поверхности породы и «старого» цементного камня (0,18-0,43 МПа), в отличие от тампонажного состава по прототипу.
Вышеперечисленные характеристики предлагаемого тампонажного состава способствуют повышению эффективности проводимых изоляционных работ и ликвидации поглощений в газонефтяных скважинах. В промысловых условиях вспененный полимерный состав готовится на стандартном оборудовании, применяемом для проведения PИP и РВР.