ГИДРОФОБНЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным материалам, применяемым для изоляции зон интенсивных поглощений и водопритоков. Гидрофобный полимерный тампонажный состав состоит из полимера, растворителя, сшивающего агента и наполнителя, причем состав в качестве полимера содержит форполимер типа ФП-65-2, в качестве растворителя - углеводородную жидкость, а в качестве сшивающего агента - воду при следующем соотношении компонентов, вес. ч.: форполимер ФП-65-2 100, углеводородная жидкость 50-100, вода 1-3, наполнитель 1-10. Технический результат - расширение температурного применения состава от 20 до 140°С. 1 табл.

Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель, сшивающий агент и наполнитель, отличающийся тем, что состав в качестве полимера содержит форполимер типа ФП-65-2, в качестве растворителя - углеводородную жидкость, а в качестве сшивающего агента - воду при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
Форполимер ФП-65-2 - 100
Углеводородная жидкость - 50 - 100
Вода - 1 - 3
Наполнитель - 1 - 10

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин и газовых скважин, в частности к тампонажным материалам, применяемым для изоляции зон интенсивных поглощений и водопритоков при бурении скважин в высокопористых, кавернозных, пищеристых и трещиноватых породах при полной интенсивности поглощения бурового раствора, а также при наличии нескольких провалов бурильного инструмента.

Известен цементно-полимерный тампонажный раствор для изоляции водопритоков (1). Он содержит эпоксидно-алифатическую смолу ТЭГ-1, отвердитель смол - полиэтиленполиамин (ПЭПА), цемент и воду при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
ТЭГ-1 - 4 - 6
ПЭПА - 0,8 - 1,2
Цемент - 100
Вода - 45,2 - 65,2
Однако указанный тампонажный материал не обеспечивает качественной изоляции зон поглощений водопритоков, поскольку у него отсутствуют адгезионные свойства. Кроме того, он характеризуется низкими закупоривающими свойствами, поэтому легко размывается пластовыми водами.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому эффекту является герметизирующий состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель, сшивающий агент и наполнитель (2). В качестве полимера состав содержит (в вес.ч.): изопреновый каучук 100, в качестве растворителя - дизельное топливо 560-809, в качестве наполнителя используется графит, цемент, магнезит 109-321, в качестве сшивающего агента применяется сера техническая 15-30 и дифенилизанидин 5-37,5.

Приведенный тампонажный состав имеет недостаток. Его можно использовать только в высокотемпературных скважин от +100 до +140^oC. В скважинах с температурой меньше +100^oC состав не эффективен, т.к. при указанной температуре процесс сшивки полимера не происходит. Закачиваемый раствор остается в виде вязкотекучей массы, которая легко размывается пластовыми водами.

В то же время известно, что во многих районах температура в продуктивных толщах находится в диапазоне +50 - +140^oC. Например, в нефтяных района Башкортостана она около +50^oC, в Западной Сибири +70 - +85^oC, на Северном Кавказе свыше +110^oC.

Задачей изобретения является расширение температурного применения состава от +50 до +140^oC.

Поставленная задача решается за счет того, что гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель, сшивающий агент и наполнитель, в качестве полимера содержит форполимер типа ФП-65-2, в качестве растворителя - углеводородную жидкость, а в качестве сшивающего агента - воду при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
Форполимер ФП-65-2 - 100
Углеводородная жидкость - 50-100
Вода - 1-3
Наполнитель - 1-10
Для приготовления гидрофобного полимерного тампонажного состава использовали следующие продукты:
- форполимер ФП-65-2 - вязкая жидкость желтоватого цвета, является продуктом взаимодействия низкомолекулярного бутадиенпипериленового каучука СКДП-Н и толуилендиизоцианата Т 65/35. Выпускаемый в промышленности форполимер самостоятельно сшивается (структурируется) при повышенных температурах +50 до +100^oC. Форполимер ФП-65-2 выпускается согласно ТУ 38.403.548-87;
- в качестве сшивающего агента используется как техническая, так и пластовая вода;
- наполнителем может быть любой инертный по отношению к углеводородной жидкости материал, например, опилки, ореховая скорлупа, слюда-чешуйка, бентонит, сломель и т.д.

Сущность изобретения заключается в том, что в разведенный углеводородными жидкостями форполимер вводится вода, способствующая пространственному сшиванию полимера за счет глубинного структурообразования. При перемешивании формолимера с водой структурообразование происходит при температуре не ниже +50^o C (от +50 до +140^oC).

Приготовление гидрофобного полимерного тампонажного состава в условиях буровой сводится к разбавлению исходного концентрата форполимера углеводородной жидкостью (например, дизельным топливом) в соотношении от 1:0,5 до 1: 1. Далее вводится сшивающий агент (отвердитель) - вода в количестве 1-3% от веса разбавленного форполимера. Затем в полученную основу тампонажной композиции вводится наполнитель.

Полученные составы помещают в термостат при определенных температурах и периодически определяется время перехода состава из жидкого в гель.

Физико-химическая характеристика ГПТС приведена в таблице.

Порядок проведения изоляционных работ на скважине.

Перед закачкой состава с форполимером в бурильные трубы ил НКТ (если производится ремонт в скважинах) следует закачать 150-200 л нефти - буфера. Закачка состава в бурильные трубы на основе форполимера производится ЦА. Во время закачки состава на основе форполимера в него вводится вода - отвердитель (сшивающий агент). Затем нефтью в объеме 300 - 500 л промывается насос ЦА и нагнетательная линия и производится продавка состава к изолируемому интервалу. Предпочтительно после закачки форполимера и порции нефти в бурильную колонну поместить деревянную пробку с манжетами для полной очистки стенок труб. Для проведения изоляционных работ следует спустить открытый конец бурильных труб выше кровли поглощающего пласта на 50 - 100 м. После продавки половины объема тампонажного состава в интервал зоны поглощения закачку последней порции продавочной жидкости необходимо вести замедленно. Таким образом следует закачать последние 1 - 1,5 м³.

Преимуществом заявляемого состава перед известным является обеспечение широкого использования его в большинстве нефтяных и газовых регионов. Например, в районах Урало-Поволжья, Западной Сибири, Северного Кавказа, где температура в скважинах колеблется в пределах +50 - +140^oC. Для широкого применения в этих условиях известный состав технологически не подходит по температурным условиям.

Кроме этого, преимуществом заявляемого состава является то, что исключаются из применения пожаро- и взрывоопасный компонент - сера, а также токсичный компонент - дефенилгуанидин.

Следовательно, предложенный состав экологически безопасный при применении в условиях буровой.

Источники информации
1. Жженов В. Г. , Ермолаев Ю. Н. , РНТС "Нефтепромысловое дело", М., ВНИИОЭНГ, 1977 г., с. 23-26.

2. Авт. св. N 1263812, кл. E 21 B 33/138, БИ N 38, 1986 г. (прототип).