Состав для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород



Состав для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород
Состав для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород

 


Владельцы патента RU 2435822:

Мясищев Владимир Евгеньевич (RU)
Ковалевская Ольга Александровна (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эксплуатационных характеристик состава при упрощении его получения и снижении стоимости. Состав для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород содержит, мас.%: жидкое стекло с плотностью ≥1420 кг/см3 44,99-81,60, щелочной сток производства капролактама с плотностью ≥1110 кг/см3 18-55, неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 0,01-0,40. 4 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к герметизирующим составам для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, и может быть использовано для восстановления герметичности цементного кольца, ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины, а также для изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород.

Известно, что в процессе разработки месторождений, содержащих в своей продукции природный газ, а также при эксплуатации подземных хранилищ газов (ПХГ) в заколонных пространствах скважин возникают газопроявления, связанные с негерметичностью обсадных колонн, преимущественно в резьбовых соединениях, приводящие в сочетании с некачественным разобщением пластов при цементировании к заколонным перетокам газа и межколонным давлениям. Негерметичность резьбовых соединений газовых скважин, особенно наклонно направленных, наблюдается практически повсеместно во всех газодобывающих регионах мира, что говорит об актуальности данной проблемы. Кроме того, в процессе строительства скважин возникают осложнения, связанные с потерей циркуляции промывочной жидкости (поглощения) и разрушением, осыпями и обвалами неустойчивых проницаемых пород. Для решения задач, связанных с ликвидацией указанных осложнений, при существующих технологиях решающим является выбор герметизирующего состава.

Известны вязкоупругие составы, используемые для ликвидации межколонных газопроявлений, изоляции поглощающих пластов при бурении и ремонте скважин, повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн и других ремонтно-восстановительных работ [авторское свидетельство SU на изобретение №1377371, патенты RU на изобретения №2147672, №2356929]. Указанные составы включают полиакриламид, сшивающий агент, регулятор гелеобразования, наполнитель растительного происхождения, воду и другие компоненты.

Однако данные составы характеризуются многокомпонентностью, которая затрудняет их приготовление, что зачастую увеличивает стоимость их использования.

Известны также составы, предназначенные для изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород [авторские свидетельства SU на изобретения №616250, №618532, №637355, №855190, №1229314, №1321805, патенты RU на изобретения №2035589, №2067157, №2150571, №2196890, №2205269, №;2232878], включающие жидкое стекло.

Известны также составы для обработки призабойной зоны пласта [патенты RU на изобретения №2112871, №2232878], содержащие наряду с жидким стеклом поверхностно-активное вещество и другие компоненты.

Однако данные составы, не имея недостатков многокомпонентности, не предназначены для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб.

Наиболее близкими аналогами к заявляемому изобретению являются два практически идентичных состава, описанных в патентах одного и того же заявителя с одной и той же датой приоритета и предназначенных для изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. Данные составы включают смолы: ацетоноформальдегидную [патент RU на изобретение №2348673] или карбамидоформальдегидную [патент RU на изобретение №2348674], ПАВ ОП-10, эластомер - натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков, инициатор полимеризации, в качестве которого используют карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК).

Однако использование данного состава и его разновидностей трудноосуществимо в силу большого дефицита натурального каучука и его высокой стоимости, а также значительной стоимости смеси заменяющих его каучуков и других компонентов состава. Кроме того, использование в данном составе синтетических смол может привести к температурным ограничениям в связи с быстрыми и трудно регулируемыми сроками их отверждения.

Задачей заявляемого изобретения является повышение технологичности состава за счет упрощения его получения и повышения эксплуатационных характеристик при снижении стоимости получаемого продукта.

Сущность заявляемого изобретения характеризуется тем, что состав для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород содержит жидкое стекло плотностью ≥1420 кг/см3, щелочной сток производства капролактама плотностью ≥1100 кг/см3, неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 в соотношении, массовых %:жидкое стекло 44,99-81,60; щелочной сток производства капролактама 18-55; ПАВ 0,01-0,40.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в создании состава с вышеназванным соотношением компонентов, обеспечивающим решение поставленной задачи.

Выполнение заявляемого состава из трех порознь широко распространенных компонентов, не представляющих инновационных трудностей в их получении, снижает его стоимость по сравнению с большей частью аналогов. Предлагаемый состав прост и технологичен в эксплуатации, поскольку для его образования достаточно поверхностного контакта компонентов и время гелеобразования оптимально, т.е. не является чрезмерно коротким в отличие от ряда аналогов и не является чрезмерно затянутым, что характерно для другой группы аналогов.

В заявляемом составе смешение компонентов приводит к образованию соединений, образованных включением молекул одного сорта (ЩСПК), в полости решетчатого каркаса из молекул другого сорта (жидкое стекло) без образования какой-либо специфической химической связи между ними. В супрамолекулярной химии такое образование получило название - соединение включения. Т.е. данное соединение включения образуется путем заполнения микроканалов (полостей), содержащихся в жидком стекле, ассоциатами натриевых солей карбоновых кислот - ЩСПК. При этом для образования соединения включения достаточно поверхностного контакта. При соответствующем заполнении такой сетки происходит образование геля, который за оптимально короткое время приобретает герметизирующую способность. В результате экспериментов, проведенных авторами (см. табл.2-4), подтверждено, что гель, образовавшийся в процессе смешения вышеуказанных компонентов состава в заявленном соотношении, обладает высокой герметизирующей и изолирующей способностью, достаточной прочностью, пластичностью и деформационной стойкостью к ударным воздействиям, возникшим при скважинных перепадах давления и температуры, т.е. имеет более высокие эксплуатационные характеристики.

Использование в данном составе неионогенного ПАВ ОП-10 позволяет улучшить состав, усилив его проникающую способность, вследствие чего повысить эффективность процесса восстановления герметизации.

Заявляемый состав поясняется с помощью иллюстраций в виде фото 1, 2. На фото 1 представлен образец песка с результатом прокачки через него заявляемого герметизирующего и изолирующего состава. На фото 2 показан образец песка с результатом прокачки через него состава наиболее близкого аналога.

Для приготовления заявляемого состава используют:

- товарное жидкое стекло, соответствующее ГОСТу, которое представляет собой вязкую жидкость плотностью ≥1420 кг/м3,

- щелочной сток производства капролактама, соответствующий ТУ, который представляет собой жидкость с высокой проникающей способностью от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачную, без механических примесей, с характерным запахом (табл.1).

Таблица 1.
Характеристика ЩСПК
Наименование показателей ЩСПК
Массовая доля сухого вещества, % 25-45
Массовая доля натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат натрия), % 18-30
Массовая доля циклогексанола, %, не более 0,8
Массовая доля циклогексанона, %, не более 0,2
Массовая доля смолы, %, не более 10
рН раствора 10-13
Плотность при 20°С, кг/м3 1100-1200
Суммарная массовая доля капролактама и натриевой соли Е-аминокапроновой кислоты, % Не нормируется
ОП-10 - неионогенное поверхностно-активное вещество концентрацией 5%, является продуктом обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена.

Изобретение поясняется с помощью таблиц 2, 3, 4, в которых приведены данные об эффективности заявляемого состава: при ликвидации поглощения (табл.2); при укреплении неустойчивых проницаемых пород (табл.3); при восстановлении герметичности резьбовых соединений (табл.4).

Таблица 2.
Влияние состава на проницаемость песков (при ликвидации поглощения)
Состав для изоляции, масс.% Свойства состава после смешения Проницаемость (по воде) образца песка, Дарси
до закачки после закачки
1 ЖС 85,00 ЩСПК 15 непрочный гель - -
2 ЖС 81,60 ЩСПК 18 ПАВ ОП-10 0,40 пластичный, упругий, резиноподобный, монолитный 2,5 0
3 ЖС 81,70 ЩСПК 18 ПАВ ОП-10 0,30 то же 2,5 0
4 ЖС 74,90 ЩСПК 25 ПАВ ОП-10 0,10 то же 2,5 0
5 ЖС 55,95 ЩСПК 40 ПАВ ОП-10 0,05 то же 3,7 0
6 ЖС 55,99 ЩСПК 40 ПАВ ОП-10 0,01 то же 3,7 0
7 ЖС 44,99 ЩСПК 55 ПАВ ОП-10 0,01 то же 3,7 0
8 ЖС 40,00, ЩСПК 60 часть ЩСПК не участвует в гелеобразовании - -

Из таблицы 2 следует, что при содержании ЩСПК менее 18% гель не образуется, и состав имеет низкую изолирующую способность (табл.2, п.1). При увеличении содержания ЩСПК от 18% до 55% образуется гель с единым «скелетом», по своим свойствам напоминающий резину, пластичный, обеспечивающий 100%-ное снижение проницаемости (табл.2, п.2-7).

При дальнейшем увеличении ЩСПК более 55% часть реагента не участвует в гелеобразовании, в связи с чем эффективность состава также падает (табл.2, п.8).

Третий компонент - поверхностно-активное вещество ОП-10 в количестве мас.% - 0,01-0,4 используется для усиления проникающей способности состава.

Таблица 3.
Влияние состава на укрепление песков
Состав для укрепления песка Состояние образца песка
До закачки После закачки
1 ЖС 81,60 ЩСПК 18 ПАВ ОП-10 0,40 влажный, сыпучий цельный, прочный*
2 ЖС 81,7 ЩСПК 18 ПАВ ОП-10 0,30 то же то же
3 ЖС 74,9 ЩСПК 25 ПАВ ОП-10 0,10 то же то же
4 ЖС 55,95 ЩСПК 40 ПАВ ОП-10 0,05 то же то же
5 ЖС 55,99 ЩСПК 40 ПАВ ОП-10 0,01 то же то же
6 ЖС 44,99 ЩСПК 55 ПАВ ОП-10 0,01 то же то же
* прочность на сжатие - 18-22 кгс/см2

Рекомендуемый состав обеспечивает эффективное укрепление образцов песка, так как сформированный продукт, являясь цельным, образует единый «скелет» и имеет прочность на сжатие, сопоставимую с прочностью на сжатие цементного камня - 18-20 кгс/см2.

Поверхностно-активное вещество ОП-10 в количестве мас.% - 0,01-0,40, как и в первом случае, используется для усиления проникающей способности.

Таблица 4
Влияние состава на герметичность резьб
Состав для герметизации резьбовых соединений Перепад давления, МПа Герметичность резьб
До закачки После закачки
1 ЖС 81,60 ЩСПК 18 ПАВ ОП-10 0,40 1,5 то же герметично
2 ЖС 81,70 ЩСПК 18 ПАВ ОП-10 0,30 2.5 то же герметично
3 ЖС 74,90 ЩСПК 25 ПАВ ОП-10 0,10 3,5 то же герметично
4 ЖС 55,95 ЩСПК 40 ПАВ ОП-10 0,05 10,0 то же герметично
5 ЖС 55,99 ЩСПК 40 ПАВ ОП-10 0,01 10,0 то же герметично
6 ЖС 45 ЩСПК 55 10,0 то же Давление упало через сутки до 3,5 МПа
7 ЖС 44,99 ЩСПК 55 ПАВ ОП-10 0,01 10,0 то же герметично

Из таблицы 4 видно, что при закачке рекомендуемого состава происходит восстановление герметичности резьбовых соединений, выдерживающих перепад давления до 10,0 МПа (табл.4 п.1-5, 7). В случае соединения по п.6 полная герметизация не достигается из-за отсутствия достаточного проникновения в резьбу. Добавка ПАВ ОП-10 позволила достигнуть полной герметичности. Температурный режим регулируется добавками веществ, повышающих термостойкость образуемого продукта.

Состав для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород, характеризующийся тем, что он содержит жидкое стекло плотностью ≥1420 кг/см3, щелочной сток производства капролактама плотностью ≥1100 кг/см3, неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 в соотношении, мас.%:

жидкое стекло 44,99-81,60
щелочной сток производства капролактама 18-55
ОП-10 0,01-0,40


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, при забуривании второго ствола с большим углом проложения, в том числе с траекторией, приближенной к горизонтальной.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны неоднородных нефтяных пластов, в том числе эксплуатируемых при забойном давлении ниже давления насыщения, в условиях выделения и накопления газа в призабойной зоне, а также при обработке пластов, продуцирующих высоковязкими нефтями.

Изобретение относится к извлечению сырой нефти из подземной формации. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, а именно к тампонажным составам, предназначенным для изоляции эксплуатационных скважин с высокой интенсивностью водопроявлений и проведения ремонтно-эксплуатационных работ при температуре +50°С.

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, при забуривании второго ствола с большим углом проложения, в том числе с траекторией, приближенной к горизонтальной.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны неоднородных нефтяных пластов, в том числе эксплуатируемых при забойном давлении ниже давления насыщения, в условиях выделения и накопления газа в призабойной зоне, а также при обработке пластов, продуцирующих высоковязкими нефтями.

Изобретение относится к извлечению сырой нефти из подземной формации. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, а именно к тампонажным составам, предназначенным для изоляции эксплуатационных скважин с высокой интенсивностью водопроявлений и проведения ремонтно-эксплуатационных работ при температуре +50°С.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно способам интенсификации добычи нефти и газа
Наверх