RU2068075C1 - Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах - Google Patents
Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2068075C1 RU2068075C1 SU5005769A RU2068075C1 RU 2068075 C1 RU2068075 C1 RU 2068075C1 SU 5005769 A SU5005769 A SU 5005769A RU 2068075 C1 RU2068075 C1 RU 2068075C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- rubber
- zinc oxide
- isoprene rubber
- kerosene
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 229920003049 isoprene rubber Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims abstract description 9
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- LMBWSYZSUOEYSN-UHFFFAOYSA-N diethyldithiocarbamic acid Chemical compound CCN(CC)C(S)=S LMBWSYZSUOEYSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229950004394 ditiocarb Drugs 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 claims 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 claims 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 abstract description 11
- 239000005060 rubber Substances 0.000 abstract description 11
- YXIWHUQXZSMYRE-UHFFFAOYSA-N 1,3-benzothiazole-2-thiol Chemical compound C1=CC=C2SC(S)=NC2=C1 YXIWHUQXZSMYRE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OWRCNXZUPFZXOS-UHFFFAOYSA-N 1,3-diphenylguanidine Chemical compound C=1C=CC=CC=1NC(=N)NC1=CC=CC=C1 OWRCNXZUPFZXOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 229940116901 diethyldithiocarbamate Drugs 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 1
- GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N aldehydo-D-glucose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C=O GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 dimethylsiloxane Chemical class 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Сущность изобретения: состав содержит в мас.ч.: синтетический пластицированный изопреновый каучук (СПИК) 100, керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый 900-4900, серу техническую 1-4, окись цинка 1-4, диэтилдитиокарбомат натрия (ДЭДТК) 1-4, каптакс-2-меркаптобензтиазол 1-4. СПИК растворяют в керосине или нефрасе. В полученный раствор добавляют серу, окись цинка, ДЭДТК и каптакс. Тщательно перемешивают до гомогенного состояния. Краткая характеристика состава: улучшаются эксплуатационные характеристики за счет расширения температурного интервала его использования и снижения исходной вязкости. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, например при проведении ремонтно-изоляционных работ.
Известен состав для изоляции пласта в скважине [1] содержащий мочевино-формальдегидную смолу, диметилсилоксановый каучук, щавелевую кислоту, кварцевый песок и окись бора. Недостатком этого состава является его высокая исходная вязкость. Кроме того данный каучук дефицитен.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому техническому решению является герметизирующий состав для нефтяных и газовых скважин [2] содержащий изопреновый каучук, дизельное топливо, серу техническую, дифенилгуанидин и наполнитель.
Недостатком этого состава является ограниченный температурный интервал его использования (100-140oC) и высокая вязкость исходного состава (до 4000 спз), что создает большие трудности при его закачке.
Целью изобретения является улучшение эксплуатационных характеристик состава путем расширения температурного интервала его использования и снижения исходной вязкости.
Поставленная изобретением цель достигается тем, что, состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах, включающий зопреновый каучук, растворитель и сшивающий агент серу техническую, содержит пластицированный изопреновый каучук, в качестве растворителя нефрас или керосин, а в качестве сшивающего агента дополнительно содержит оксид цинка, диэтилдитиокарбамат натрия и каптакс при следующем соотношении компонентов, мас.ч:
синтетический пластицированный изопреновый каучук 100
растворитель (керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый) 900-4900
сера техническая 1-4
окись цинка 1-4
диэтилдитиокарбамат (ДЭДТК) натрия 1-4
каптакс-2-меркаптобензтиазол 1-4
Пластицированный изопреновый каучук получают обработкой на вальцах при температуре 20oC с минимальным зазором 1 мм. Пластикацию можно осуществлять также и в червячном или роторном смесителях. Все виды пластикации приводят к уменьшению молекулярной массы каучука и снижению вязкости растворов, однако в заводских условиях наиболее целесообразно осуществлять процесс на вальцах, где степень деструкции удобно регулировать временем обработки.
синтетический пластицированный изопреновый каучук 100
растворитель (керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый) 900-4900
сера техническая 1-4
окись цинка 1-4
диэтилдитиокарбамат (ДЭДТК) натрия 1-4
каптакс-2-меркаптобензтиазол 1-4
Пластицированный изопреновый каучук получают обработкой на вальцах при температуре 20oC с минимальным зазором 1 мм. Пластикацию можно осуществлять также и в червячном или роторном смесителях. Все виды пластикации приводят к уменьшению молекулярной массы каучука и снижению вязкости растворов, однако в заводских условиях наиболее целесообразно осуществлять процесс на вальцах, где степень деструкции удобно регулировать временем обработки.
В составе возможно использование как каучука СКИ-3, так и отходов, образующихся в результате нарушений технологического режима производства (ГОСТ 14925-79)
Растворитель: нефрас ТУ 38101809-80, керосин ОСТ 38.01407-86
Компоненты сшивающего агента: сера техническая ГОСТ 127-76, окись цинка ГОСТ 482-77, ДЭДТК ТУ 6-14-580-70, каптакс ГОСТ 739-74.
Растворитель: нефрас ТУ 38101809-80, керосин ОСТ 38.01407-86
Компоненты сшивающего агента: сера техническая ГОСТ 127-76, окись цинка ГОСТ 482-77, ДЭДТК ТУ 6-14-580-70, каптакс ГОСТ 739-74.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что предлагаемый состав содержит пластицированный изопреновый каучук, в качестве растворителя вместо дизельного топлива нефрас или керосин, а в качестве сшивателя вместо дифенилгуанидина ДЭДТК-Na, окись цинка и каптакс, что говорит о соответствии изобретения критерию "новизна".
Анализ известных технических решений в данной области показал, что такое количественное и качественное сочетание компонентов в предлагаемом составе придает ему новые свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "существенные отличия".
Приводим конкретные примеры приготовления состава:
Пример 1. 100 г изопренового пластицированного каучука растворяют при температуре 20oC и перемешивании в 1578 г нефраса в течение 3-6 часов до полного растворения каучука. В полученный раствор добавляют серы технической, 2 г окиси цинка, 2 г ДЭДТК и 2 г каптакса (смесь N 3) Смесь тщательно перемешивают до гомогенного состояния.
Пример 1. 100 г изопренового пластицированного каучука растворяют при температуре 20oC и перемешивании в 1578 г нефраса в течение 3-6 часов до полного растворения каучука. В полученный раствор добавляют серы технической, 2 г окиси цинка, 2 г ДЭДТК и 2 г каптакса (смесь N 3) Смесь тщательно перемешивают до гомогенного состояния.
Смеси по примерам 1.2.4-19 готовят аналогично примеру 3.
Определяют вязкость при 20oC с помощью капиллярного вискозиметра ВПЖ-2 согласно ГОСТу 33-82.
Для определения времени сшивки смесь выдерживают при различных пластовых температурах (50oC и выше) до получения резиноподобной эластичной структуры.
Время сшивки состава регулируют соотношением компонентов и определяют с учетом времени его закачки и продавки в пласт экспериментально при вышеуказанных температурах. Физико-химические характеристики и время сшивки составов приведены в таблице.
Пример 19. Аналогично проведены испытания состава по прототипу при температуре 70oC.
Пример 20. Испытания состава по прототипу проводят по методике прототипа.
Как видно из таблицы наиболее технологичными являются составы, содержащие на 100 мас.ч. каучука 900-4900 мас.ч. нефраса или керосина и по 1-4 мас.ч. компонентов сшивающего агента. Исходная вязкость составов значительно ниже (в 30-50 раз) исходной вязкости состава по прототипу, они сшиваются при более низких температурах, время их сшивки (5-8 часов) удовлетворяет технологическому режиму закачки состава в пласт.
Увеличение массовой доли каучука и компонентов сшивающего агента (п.I и II) в составе приводит к значительному повышению исходной вязкости состава, а при снижении массовой доли каучука и сшивающего агента (п.п. 4-10, 13) не образуется сшитая структура.
Заявляемый состав по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
позволяет снизить объем применения дорогостоящего изопренового каучука за счет снижения его содержания в составе;
изоляционные и ремонтные работы можно проводить на различных месторождениях за счет расширения температурного диапазона его применения;
дает возможность закачивать большие объемы состава за счет снижения исходной вязкости, что повысит надежность обработок. ТТТ1 ТТТ2
позволяет снизить объем применения дорогостоящего изопренового каучука за счет снижения его содержания в составе;
изоляционные и ремонтные работы можно проводить на различных месторождениях за счет расширения температурного диапазона его применения;
дает возможность закачивать большие объемы состава за счет снижения исходной вязкости, что повысит надежность обработок. ТТТ1 ТТТ2
Claims (1)
- Состав для изоляции водопритока скважины, включающий синтетический изопреновый каучук, углеводородный растворитель и серу техническую, отличающийся тем, что он содержит дополнительно окись цинка, диэтилдитиокарбамат натрия и каптакс-2-меркаптобензтиазол, в качестве синтетического изопренового каучука синтетический пластицированный изопреновый каучук, а в качестве углеводородного растворителя керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый при следующем соотношении компонентов, мас.ч.Синтетический пластицированный изопреновый каучук 100
Керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый 900 4900
Сера техническая 1 4
Окись цинка 1 4
Диэтилдитиокарбамат натрия 1 4
Каптакс-2-меркаптобензтиазол 1 4
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5005769 RU2068075C1 (ru) | 1991-07-08 | 1991-07-08 | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5005769 RU2068075C1 (ru) | 1991-07-08 | 1991-07-08 | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2068075C1 true RU2068075C1 (ru) | 1996-10-20 |
Family
ID=21587054
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5005769 RU2068075C1 (ru) | 1991-07-08 | 1991-07-08 | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2068075C1 (ru) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2164586C2 (ru) * | 1999-06-16 | 2001-03-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин |
| RU2175049C1 (ru) * | 2000-08-18 | 2001-10-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ изоляции продуктивного пласта |
| RU2183725C2 (ru) * | 2000-08-08 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Герметизирующая композиция для ремонтных и изоляционных работ в скважине |
| WO2003048515A1 (en) * | 2001-12-04 | 2003-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient cement |
| RU2235856C2 (ru) * | 2001-10-04 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Ингушнефтегазпром" | Способ селективной изоляции водопритоков в нефтяные скважины композициями на основе растворов поливинилбутираля (варианты) |
| RU2301884C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2007-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны скважины |
| RU2387691C1 (ru) * | 2008-12-25 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине |
| CN114456778A (zh) * | 2020-10-21 | 2022-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井液堵漏材料 |
-
1991
- 1991-07-08 RU SU5005769 patent/RU2068075C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Авторское свидетельство СССР N 1049655, кл. Е 21 В 33/138, 1979. 2. Авторское свидетельство СССР N 1263812, кл. Е 21 В 33/138, 1984. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2164586C2 (ru) * | 1999-06-16 | 2001-03-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин |
| RU2183725C2 (ru) * | 2000-08-08 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Герметизирующая композиция для ремонтных и изоляционных работ в скважине |
| RU2175049C1 (ru) * | 2000-08-18 | 2001-10-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ изоляции продуктивного пласта |
| RU2235856C2 (ru) * | 2001-10-04 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Ингушнефтегазпром" | Способ селективной изоляции водопритоков в нефтяные скважины композициями на основе растворов поливинилбутираля (варианты) |
| WO2003048515A1 (en) * | 2001-12-04 | 2003-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient cement |
| RU2301884C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2007-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны скважины |
| RU2387691C1 (ru) * | 2008-12-25 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине |
| CN114456778A (zh) * | 2020-10-21 | 2022-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井液堵漏材料 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2331594A (en) | Process for increasing production of petroleum oil from siliceous strata and the treating agent therefor | |
| US4686052A (en) | Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor | |
| CA1246850A (en) | Liquid fluid loss control additive for oil field cements | |
| CN100346054C (zh) | 处理地下地层的方法 | |
| US6448206B1 (en) | Sealing subterranean zones | |
| US6364020B1 (en) | Emulsion for well and formation treatment | |
| RU2068075C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах | |
| US4475594A (en) | Plugging wellbores | |
| WO1981000851A1 (en) | Well treating fluid | |
| US2662859A (en) | Compositions and process for emulsion breaking | |
| WO2001081502A2 (en) | Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ecb-0002) | |
| US10844275B2 (en) | Method for oil displacement using dispersed particle gel-strengthened polymer ternary composite displacement system | |
| US4494606A (en) | Process for improving vertical conformance in a near well bore environment | |
| GB2212192A (en) | Low toxicity oil base mud systems | |
| US4568392A (en) | Well treating fluid | |
| US4153743A (en) | Concrete surface treating material and method of treating concrete surfaces | |
| CA2285255A1 (en) | Composition and preparation method for water-in-oil emulstions for oil production | |
| US2667457A (en) | Method for producing gels | |
| US3779916A (en) | Acidizing composition | |
| US20250188337A1 (en) | Self-degrading organogels | |
| US4304301A (en) | Process for improving conformance and flow profiles in a subterranean formation | |
| RU2180392C1 (ru) | Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин | |
| RU2851918C1 (ru) | Способ приготовления технологической жидкости для щадящего глушения скважин в условиях разработки коллекторов сложного геологического строения | |
| US3537991A (en) | Drilling fluids and additives therefor | |
| RU2001121637A (ru) | Способ изоляции водо- и газопритоков в скважины |