Полимерный тампонажный состав

) 111) 151) 4 Е 21 В 33/13," 1"ЛЯЛЯ ПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯА 8 ТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ ер ичес но-28,5 8,5-46,00,8-3,0 35 ГОСУДАРСТ 8 ЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ(71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам(56) Алишанян Р.Ри др. Отверждаемые глинистые растворы. - Нефтяник, 1973, У 12.Авторское свидетельство СССР 9 592965, кл . Е 21 В 33/ 138, 1976. (54)(57) ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ для изоляционных работ в скважинах, включающий суммарные сланцевые алкилреэорцины (фенолы) или ТС, щелочь и карбамидный олигомер, о т л и ч а ю щ и й с я тем,что, с целью ускорения процесс отверждения состава в щелочной де и повышения структурно-меха ких свойств, он дополнительно жит соль минеральных или орган ких кислот и буровой раствор н водной .основе при следующих со шениях компонентов, мас.7:Суммарные сланцевые алкилрезорцины(фенолы) илиТС10,0 Карбамидныйолигомер 2 ЩелочьСоль минеральных илиорганическихкислот 1,0-3,3 Буровой раствор на воднойоснове 60Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для проведения изоляционных, ремонтных и ликвидационных работ в скважинах.Известен тампонажный материал, включающий буровой раствор, щелочь, суммарные сланцевые фенолы и формалин 1 Д .Недостатком данного состава является повышенная токсичность и 10 28,5-46,0 0,8-3,0ральных или органическихкислот Буровой раствор на воднойоснове 1, 0-3,3 45 35,0-60,0 Суммарные сланцевые алкилрезорцины (ССАР) ТС соответствуютТУ 38-1928-74, карбамидные олигомерь.- ГОСТУ 14231-78, ТУ 13362-77,ГОСТУ 14246-78, щелочь ИаОНГОСТУ 11078-78, соли, используемыев качестве ускорителей, например(ИН) С 0 - ГОСТУ 3763-76,Н 8(СНэСОО) - ГОСТУ 5509-51, РеС 2 э -ГОСТУ 5509-71, Са(БО ) - ГОСТУ 4525=77 50 55 низкая прочность.Наиболее близок к предлагаемому тампонажный состав, включающий суммарные сланцевые алкилрезорцины, 15 разбавленные щелочи или кислоты, а также карбамидный олигомер 2.Недостатком известного тампонажного раствора является значительный срок его отверждения в щелочной сре де и низкие структурно-механические свойства.Цель изобретения - ускорение процесса отверждения состава в щелочной среде и повышение структурно механических свойств.Поставленная цель достигается тем, что полимерный тампонажный состав дополнительно содержит соли минеральных или органических кислот и 30 буровой раствор на водной основе при следующих количественных соотношениях компонентов, мас.Е:Суммарныесланцевыеалкилрезорцины илиТСО 10,0-28,5Карбамидныйолигомер 40ЩелочьСоль мине и т.д., буровые растворы на воднойоснове - ОСТУ 39-015-75, В качествебуровых могут быть использованырастворы 1-3, 7.;Раствор 1Глина 19Нефть 9,1Утяжелитель 18 Результаты испытания показывают, что по сравнению с прототипом предлагаемый полимерный тампонажный в раствореУглещелочнойреагент (УЩР) 2-8Вода ОстальноеПлотность р, г/см 2,2.Вязкость Т, с 110.Статическое напряжение сдвига СНС, мг/см 120/240.Раствор 2 (соленасыщенный)Глина 16-18Утяжелитель 18-20Соль (МаС) 26Вода Остальное), г/см 2,2.3Т, с 110СНС, мг/см 100/210Буровой раствор 3Глина 20Нефть 9,1УЩР 8,0Вода Остальноемг/см 1,4Т, с 110СНС, мг/см 100/210гДля приготовления тампонажного состава в буровом растворе растворяют щелочь. Далее в буровой раствор вводится необходимое количество соли. Смесь тщательно перемешивают и вводят карбамидный олигомер. После перемешивания и замера рН, вводят второй компонент связующего - суммарные сланцевые алкилрезорцины (фенолы), или ТС. Компоненты связующего следует вводить именно в такой последовательности, как описано выше, так как вводить в рецептуру алкилрезорцины сразу нежелательно вследствие образования в целом ряде случаев нерастворимых фенолятов, не участвующих в процессе отверждения.Результаты испытаний приведены в табл. 1.В табл. 2 дан состав и свойстваизвестной композиции в сравнениис предлагаемой.,0 ,О 90 состав характеризуется существеннонизкими сроками отверждения в щелочной среде и высокими структурно-механическими свойствами. Технология 165 330 1 165 330 1 16,5 33,0 1 16,5 33,0 3 165 330 0 10,0 28,5 1 16,5 33,0 1,5 16,5 33,0 1,5 16,5 33,0 1,5 16,5 33,0 1,5 16,5 33,016,5 33,016,5 33,016,5 33,применения предлагаемого полимерноготампонажного состава не отличаетсяот обычной технологии проведенияизоляционных работ в скважине. 108/144 1,4 108/144 1,4 108/144 1,4 108/144 1,4108/ 144 1,41273505 Время лотар Состав, мас.Х Сол уров ой аствор елоч дост (ВПТ мас.Х 1 рраст"вора п (НСОО) 108/1 0 160/10, На СБуровой ар ч Соль г/см ло за а ами -усенияин ст олиго тотип 0-2) (8-5 36,5 17 880,0 50,0 2,0 16,5 3316,5 33 50,0 2,ас 1 2,0 ГеС 1 16,5 33,0 Н 8(СНСОО),0 6,5 33,0 1 16,5 33,0 1,5 16,5 33,0 1,5 6,5 33,0 3 6,5 33,0 0 редлагаемый состав ЬПродолжение табл.1 НС, Проч" рНг/см ность,1МПа 108/144 1,4 10,108/144 1,4 1 О,108/144 1,4 10,Таблица Свойства раствора 10,0 108/144 22010,0 108/144 701 О, О 108/144 19011, О 108/144 209,5 108/144 920 10,0 108/144 95 10, О 108/144 290 10,0 108/144 160