Ацетоно- и карбамидоформальдегидные смолы в качестве тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение.
1 СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТНОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПОЛИМЕРОВ.
1.1 Анализ эффективности ремонтноизоляционных работ.
1.2 Требования к тампонажним материалам, применяемым для ремонтноизоляционных работ
1.3 Применение олигомеров для ремонтноизоляционных работ и общие
представления о механизме их действия
2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.
2Л Характеристика объектов исследования
2.2 Методика приготовления смеси.
2.3 Меюды исследования структуры композиций и свойств полимерного тампонажного материала.
2.3.1 ИКспектроскопия.
2.3.2 1 Н ЯМРспектроскопия.
2.3.3 С ЯМР спектроскопия
2.3.4 Определение времени отверждения композиций.
2.3.5 Измерение вязкости полимерных композиций.
2.3.6 Определение герметичности контакта полимерного тампонажного камня с горными породами и металлом
2.3.7 Определение прочности конечного продукта отверждения.
2.3.8 Определение водоизолирующих свойств полимерных материалов на моделях пласта
2.3.9 Определение стойкости полимерного камня в пластовых жидкостях
2.3. Оценка объемных изменений полимерного камня.
3 РАЗРАБОТКА ОПТИМАЛЬНЫХ СОСТАВОВ ПОЛИМЕРНЫХ ТАМПОНАЖНЫХ КОМПОЗИЦИЙ 
3.1 Обоснование разработки тампонирующих составов с
использованием термореактивных полимерных материалов 
3.2 Влияние содержания компонентов и температуры среды на характеристики полимерной композиции и физикомеханические свойства тампонажного камня. 
3.3 Обоснование выбора рецептуры полимерного состава для ремонта скважин 
3.4 Исследование стойкости полимерного камня в пластовых жидкостях и гидроизолирующих свойств полимерных тампонажных материаловна основе карбамидоформальдегидной и ацетоноформальдегидной смол. 
4 ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ПОЛИМЕРНЫХ ТАМПОНАЖНЫХ КОМПОЗИЦИЙ. 
4.1 Результаты промысловых испытаний с применением полимерных композиций. 
4.2 Разработка нового способа изоляции зон водопритока в скважине. 
4.3 Экономическая оценка применения технологии ремонтноизоляционных работ с использованием разработанных полимерных
композиций. 
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ. 
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


Каждая частица ВНП представляет собой макромолекулу с упругой пространственной решеткой, которая при поглощении воды распрямляется, удерживая воду в себе. Применение ВНП выполняется по следующей схеме. В интервале водоносного пласта производится перфорация и через перфорационные отверстия в него закачивается ВНП. Затем после набухания его в пласте в этом интервале устанавливается цеменшый мост [6,7]. Необходимость закрепления цементным раствором вызвана тем, что при освоении скважин создаются депрессии, приводящие к обратному поступлению ВНП в скважину. Степень набухания полимера в дистиллированной воде через двое суток контакта равна - 5,2 г/г, в пресной воде - ,6 г/г, в моделях сточной и пластовой вод соответственно — ,4 и ,2 г/г. Все это способствует вымыванию ВНП после окончания РИР и ввода скважины в эксплуатацию. Технология с использованием СНПХ - предназначена для снижения обводненности извлекаемой продукции и увеличения дебита нефти карбонатных и терригенных залежей с высокой обводнённостью (- %), низкой пластовой температурой ( - °С) и различной минерализацией вод, обводняющих скважину ( - 0 r/л). Метод основан на блокировании водонасыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимися при закачке реагента. Эмульсии, образующиеся в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает высокую селективность метода, и не ухудшает проницаемость нефтенасыщенных пропластков. Кроме того, СНПХ- обладает гидрофобизирующим действием, способен растворять и диспергировать АСПО и понижать вязкость нефти. СНПХ- однороден и стабилен в диапазоне температур от - °С до + °С в течение длительного времени, имеет невысокую вязкость (1,5-3 мПа*с) и низкую температуру застывания (ниже минус °С). Применение данной технологии целесообразно только на месторождениях с невысокой пластовой температурой. Недостатком инвертных эмульсий, применяемых для ограничения водопритока, является недостаточная адгезия к породам, слагающим коллектор, вследствие чего при освоении и в процессе эксплуатации скважины возможно вымывание эмульсии [-]. Тампонирующие материалы на основе кремнийорганических соединений нашли свое применение на нефтяных месторождениях Краснодарского края и Сибири. Это составы AKOP, BTC - 1 и ВТС - 2, продукты 9 - 4 и др. В ОАО «Татнефть» нашли применение технологии РИР с использованием крсмнийорганических продуктов: 9-6 Т, «Силора». Продукт 9-6 Т был создан на основе малотоксичных отходов производства этилсиликата - , тетраэзоксисилана . Эфиры ортокремниевой кислоты при смешении с водой расслаиваются и образуют две несмешивающиеся фазы. С целью гомогенизации системы и придания устойчивой водорастворимосги тампонажному составу были исследованы процессы гелеобразования кремнийорганического продукта 9 - 6, разбавленного отходом метилкарбинола, что привело к созданию продукта, являющегося основным компонентом изолирующей композиции. Тампонажные составы на основе кремнийорганического продукта 9-6Т малотоксичны, обладают низкой коррозионной активностью, имеют температуру застывания ниже минус °С. Они могут применяться в широком ишервале пластовых температур, обладаю! Кремнийорганический продукт «Силор», выпускаемый по ТУ -2, получают химической переработкой отходов производства крсмнийорганических резиновых смесей, герметиков, компаундов, образующихся при изготовлении резинотехнических изделий на основе силиконовых каучуков. В процессе переработки образуется суспензия дисперсного кремнезема (аэросила и белой сажи) в олигомерах алкиловых эфиров ортокремниевых кислот []. Возможность их использования в качестве водоизолирующих реагентов основана на способности в присутствии воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации []. Однако, производство данных соединений затруднено из-за высокой стоимос 1 и реагентов и сложностей технологического процесса РИР. Для проведения РИР широко используются зампонажные составы на основе высоко - или низкомодульного силиката натрия жидкого стекла [-].