Полимерные растворы

Полимерные ТР имеют ряд преимуществ перед растворами минеральных вяжущих веществ: небольшую плотность, удобство регулирования сроков схватывания, хорошую фильтруемость в пористых средах, отсутствие проницаемости ТК, высокие прочность и стойкость к агрессии ТК. Из большого числа полимеров, выпускаемых отечественной промышленностью, наиболее широко применяются водорастворимые смолы. Однако следует отметить, что более перспективными являются водонерастворимые смолы, способные противостоять перетокам жидкости по стволу скважины и в самом пласте и не вступать с ней во взаимодействие, благодаря чему сохраняются исходный компонентный состав и соответствующие ему свойства раствора.

Тампонажная смесь СКМ-19. Смесь СКМ-19 разработана на основе мочевиноформальдегидной (карбамидной) смолы М-19-62, отверждаемой 30 %-ным водным раствором хлористого натрия. При перемешивании смолы с отвердителем через определенное время происходит потеря текучести, а затем интенсивное отверждение смолы и быстрое нарастание прочности ТК.

Для улучшения тампонажной способности в смесь рекомендуется вводить наполнители: опилки, кордное волокно, резиновую крошку и др. При разбавлении смеси минерализованной водой в соотношениях 1 : 1 и 1 : 2 сроки схватывания увеличиваются соответственно на 10 и 40 %, при этом прочность ТК значительно снижается, однако остается удовлетворительной для прикрытия поглощающих каналов.

Тампонажная смесь ТС-ФА. Эта смесь приготовляется на основе водонерастворимого фурфуролацетонового мономера (мономер ФА ), отверждаемого 30 %-ным водным раствором хлорного железа. Термостойкость мономера ФА превышает 200° С, плотность 1090-1100 кг/м³. При хранение до 1 года он почти не изменяет свои свойства и не теряет способность отверждению. При температуре выше 140° С следует учитывать влияние избыточного давления на сроки схватывания смеси.

Вследствие низкой вязкости тампонажного состава целесообразного вводить в него до 10 % наполнителей (кордного волокна ) при этом следует корректировать сроки схватывания до заданных значений, так как некоторые наполнители оказывают замедляющее действие на отверждение смеси ТС-ФА. Поэтому при вводе в смесь наполнителя количество отвердителя увеличивают.

Правильность выбора полимерной смолы для конкретных горно-геологических условий в значительной степени определяет эффект тампонирования. Используемые для тампонирования горных пород синтетические смолы должны обладать: достаточным сцеплением (адгезией) с породой в присутствии воды; активным взаимодействием непосредственно с минеральными частицами, обеспечивающим сохранение и рост силы связей в системе горная порода — полимер; способностью к отверждению при заданном температурном режиме в пределах от 5 до 1000⁰ С и при повышенной влажности; способностью растворяться и диспергировать в воде; стойкостью после отверждения; низкой стоимостью.

Кроме того, одним из показателей качества полимерной смолы является усадка тампонажного раствора. При большой усадке раствора происходит отрыв отвердевшего раствора от породы, ухудшаются прочностные и водоизоляционные свойства пород и массива, горных пород.

Смеси на основе латексов. Во ВНИИБТ разработаны тампонажные смеси на основе малоконцентрированых латексов (СКМС-30АРК, ДВХБ-70, ДВМП-ЮХ и СПС-30ИКХП ) с содержанием 25 – 30 % сухого вещества. Эти латексы коагулируют в водном растворе хлористого кальция, образуя плотную резиноподобную массу. Перед использованием для повышения структурообразования в мало концентрированные латексы (МКЛ ) вводят 0,5 – 1% порошкообразной КМЦ при круговой циркуляции латекса. Если КМЦ в виде раствора, то следует вводить 10 % к объему латекса 5 – 7 %-ного раствора КМЦ. Структурирование латексов способствует более равномерному распределению в них наполнителей (опилок, кордное волокно, резиновая крошка и др.), оптимальная добавка которых составляет 100 – 120 кг на 1 м³латекса.

Отверждаемый глинистый раствор. Этот тампонажный раствор разработан во в ВНИИКР-нефти, имеет плотность, близкую плотности бурового раствора, в результате чего снижается интенсивность его разбавления в процессе закачивания в зону поглощения. Кроме того, при разбуривании моста буровой раствор не теряет своих свойств и может быть использован при дальнейшем бурении скважин. Отверждаемый глинистый раствор (ОГР ) содержит 58 – 65 % объемных долей глинистого раствора плотностью 1100-1400 кг/м³, 10 – 16 % формалина и 25 – 26 % состава ТС-10. Для приготовления раствора используют формалин, содержащий формальдегида не менее 30 % объемных долей. ОГР имеют высокую седиментационную устойчивость, фильтрат способен отверждаться, а тампонажный камень имеет небольшую проницаемость.

При использовании ОГР в скважинах с температурой 50 – 80° С весь формалин или часть его заменяет уротропином.