Состав для изоляции водопритока в скважину


 


Владельцы патента RU 2454447:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составу для изоляции водопритока в скважину. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит кремнийорганическое соединение - продукт 119-296, катализатор отверждения - хлорид титана (IV), полигликоли, пластовую девонскую воду и олигофенилэтоксисилоксан (ОФЭС) при следующем соотношении, % масс.: продукт 119-296 40,5-61,5 ОФЭС 15,0-25,0, TiCl4 3,5-4,5, полигликоли 20,0-30,0, причем пластовая девонская вода взята в соотношении 1:1 к массе остальных реагентов состава. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет увеличения прочности состава, увеличение межремонтного периода работы скважины, что позволяет сэкономить материальные средства на ремонт в 1,5 раза. 1 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к водоизоляционным составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающие скважины и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен тампонажный состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах (пат. РФ №1202309, МПК Е21В 33/13, опубл. Бюл. №25, 10.09.1999 г.), включающий полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение, кристаллогидраты металлов 4-8 групп и полярный растворитель из ряда спиртов, сложных эфиров, кетонов, причем кристаллогидрат и растворитель взяты в количестве 30-300 и 5-100 масс.ч. соответственно, в расчете на 100 масс.ч. указанного кремнийорганического соединения.

Указанный состав обладает рядом недостатков. Содержание в составе активных катализаторов отверждения, которыми являются кристаллогидраты, не позволяет создавать композиции с регулируемым временем отверждения и ускоряет процессы гидролиза и поликонденсации кремнийорганического соединения.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому составу является состав для тампонирования водопроявляющих скважин (пат. РФ №2066734, МПК Е21В 33/138, опубл. Бюл. №26, 20.09.1996 г.), содержащий алкиловый эфир кремнийорганического соединения (АЭКОС) 30-99% масс. и полярный растворитель (ПР) 1-70% масс. В качестве АЭКОС используют тетраэтоксисилан или этилсиликат-32 или этилсиликат-40 или смолку этилсиликатов, в качестве ПР - одноатомный и/или двухатомный спирт, и/или сложный эфир, и/или кетон. АЭКОС и ПР перемешивают, поставляют на промысел в виде одноупаковочной композиции. В качестве гидролизующего компонента используется пластовая вода, которая находится в порах пласта.

Известный состав предназначен для высоких пластовых температур, что обусловлено отсутствием катализатора реакции поликонденсации. Более эффективно гидролиз протекает при температуре 60°С и выше. В условиях же низких температур (20-40°С) бескаталитический процесс вызывает слишком медленное протекание реакции гидролиза алкоксигрупп с последующей поликонденсацией образующихся силанолов.

Малая скорость отверждения тампонажного состава приводит к его уходу из зоны тампонирования и неудовлетворительным результатам при выполнении водоизоляционных работ. Кроме того, отсутствие катализатора обуславливает более низкие прочностные характеристики отвержденного состава по сравнению с составами, содержащими катализатор.

Технической задачей предложения является получение тампонажного состава на основе кремнийорганического соединения, способного отверждаться водой при температуре 20-40°С, имеющего плавно регулируемые сроки отверждения и обеспечивающего повышение эффективности изоляции водопритока за счет увеличения прочности тампонирующего материала.

Задача решается предлагаемым составом, включающим кремнийорганическое соединение - продукт 119-296, катализатор отверждения - хлорид титана (IV), полигликоли и пластовую девонскую воду.

Новым является то, что дополнительно состав содержит олигофенилэтоксисилоксан (ОФЭС) при следующих соотношениях компонентов, % масс.:

Продукт 119-296 40,5-61,5
Полигликоли 20,0-30,0
ОФЭС 15,0-25,0
TiCl4 3,5-4,5,

причем пластовая девонская вода взята в соотношении 1:1 к массе остальных реагентов состава.

Суть предлагаемого технического решения состоит в том, что компоненты состава кремнийорганический продукт 119-296 и олигофенилэтоксисилоксан (ОФЭС) - продукт гидролитической этерификации кубовых остатков фенилтрихлорсилана - участвуют в гидролизе при смешивании их с водой в требуемом диапазоне температур. Полигликоли способствуют совмещению состава с водой, a TiCl4 выполняет роль катализатора процесса гидролиза и поликонденсации.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно улучшить технологические свойства состава за счет содержания в нем ОФЭС, который способствует увеличению прочности отвержденного состава, вследствие участия в процессе гидролиза этокси- и феноксигрупп ОФЭС. Наличие этих групп приводит также к сокращению длительности образования силанолов, в результате чего отверждение проходит при температуре в диапазоне 20-40°С и поддается регулированию.

Исследования предлагаемого и известного составов для изоляции водопритоков в скважине осуществляли в лабораторных условиях. Время отверждения составов определяли следующим образом. В три стеклянных стакана объемом 250 мл помещали компоненты состава (200 г) и тщательно перемешивали. Отмечали время от начала помещения стаканов со смесью в термостат, в котором поддерживали температуру 25°С. Время, через которое смесь начинает течь непрерывной струей с конца стеклянной палочки после ее окунания в смесь, принято за время начала отверждения. Периодически наклоняя стаканы, фиксируют время, когда мениск смеси перестанет смещаться. Определенное таким образом время является временем конца отверждения испытуемой смеси. Время начала и конца отверждения определяют как среднюю арифметическую величину трех измерений. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице.

Пример приготовления состава. В стеклянный стакан объемом 250 мл наливали 50 г (50% масс.) продукта 119-296, 20 г (20% масс.) ОФЭС, 4 г (4% масс.) TiCl4, 26 г (26% масс.) полигликолей, добавляли 100 г воды и перемешивали в течение 1 минуты до образования однородного раствора. Время отверждения составило 6 ч.

По результатам, представленным в таблице, видно, что увеличение в составе количества катализатора TiCl4 более 4,5% ведет к сокращению времени отверждения до 1,5 ч, а уменьшение его менее 3,5% - к увеличению времени отверждения до 40 ч, что делает такие составы непригодными для их использования в изоляционных работах.

На основании данных таблицы были выбраны оптимальные составы при следующем соотношении компонентов, % масс.:

Продукт 119-296 40,5-61,5
ОФЭС 15,0-25,0
TiCl4 3,5-4,5
Полигликоли 20,0-30,0,

причем пластовая девонская вода в соотношении 1:1 к массе остальных реагентов состава.

Водоизолирующую способность предлагаемых составов исследовали при 25°С на моделях пласта длиной 30 см и с внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт и вести непрерывный контроль за их расходом по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивали воду, проводили замер расхода и по формуле Дарси определяли исходную проницаемость модели. Далее через модель прокачивали тампонажный состав. Модель оставляли на 24 ч с целью структурирования тампонажного состава. После этого проводили прокачку воды, определяли проницаемость и вычисляли коэффициент изоляции, который характеризует степень снижения проницаемости модели и является мерой эффективности водоизоляционных работ:

где: Kиз - коээффициент изоляции;

K0 - коэффициент проницаемости до закупорки модели пласта, мкм2;

K1 - коэффициент проницаемости после закупорки модели пласта, мкм2.

Результаты исследования водоизолирующей способности предлагаемых составов в водонасыщенной модели представлены в таблице.

Таблица
Результаты лабораторных и модельных испытаний заявляемого состава и прототипа при 25°C
Кол-во продукта 119-296, г Кол-во ОФЭС, г Кол-во TiCl4, г Кол-во полигликолей, г Кол-во пластовой девон. воды, г Время отверждения состава, чмин Коэффициент изоляции составов через 24 ч, %
Начало Конец
1 36,0 27,0 5,0 32,0 100 100 120 98,0
2 40,5 25,0 4,5 30,0 100 200 330 99,1
3 45,0 23,0 4,2 27,8 100 330 530 98,2
4 50,0 20,0 4,0 26,0 100 400 600 99,5
5 55,5 18,0 3,8 22,7 100 430 600 97,5,
6 61,5 15.0 3.5 20,0 100 500 700 97,0
7 65,0 13,0 3,0 19,0 100 1000 1400 85,5
Состав по прототипу 2800 4000 66,0

Из представленных в таблице результатов видно, что коэффициент изоляции в водонасыщенной модели с применением предложенного состава через 24 ч составил 97-99,5%, тогда как у прототипа коэффициент изоляции водонасыщенной модели составил 66%, что доказывает лучшую изолирующую способность предложенного состава. По времени конечного отверждения оптимальными являются составы №2-6, имеющие время конечного отверждения от 3,5 до 7 ч. Время отверждения состава №1 может быть недостаточным для закачки его в скважину, а у состава №7 время отверждения увеличивается до 14 ч, что делает такие составы не пригодными для их использования в изоляционных работах.

Пластическую прочность состава по предложению и прототипа определяли по методу конического пластомера П.А.Ребиндера (Справочное руководство по тампонажным материалам: Учебное пособие/ Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. - М.: Недра, 1987. с.336-339). Установили, что увеличение в составе содержания ОФЭС приводит к увеличению пластической прочности получаемой тампонирующей массы, которая увеличивается с 0,15 МПа (5 масс.ч. ОФЭС) до 0,5 МПа (15 масс.ч. ОФЭС) и 0,7 МПа (25 масс.ч. ОФЭС). При дальнейшем увеличении ОФЭС пластическая прочность изменяется незначительно, поэтому в составе его содержится от 15 до 25 масс.ч. Пластическая прочность состава по прототипу составила 0,15 МПа, а состава по предложению 0,5-0,7 МПа, что подтверждает выполнение технической задачи предложения - увеличение прочности тампонирующего материала.

Таким образом, предлагаемый состав для изоляции водопритока в скважину способен отверждаться водой, имеет плавно регулируемые сроки отверждения и обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока за счет увеличения прочности тампонирующего материала, что позволяет увеличить межремонтный период работы скважины и сэкономить материальные средства на повторный ремонт в 1,5 раза.

Состав для изоляции водопритока в скважину, включающий кремнийорганическое соединение - продукт 119-296, катализатор отверждения - хлорид титана (IV), полигликоли и пластовую девонскую воду, отличающийся тем, что дополнительно состав содержит олигофенилэтоксисилоксан - ОФЭС при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

Продукт 119-296 40,5-61,5
Полигликоли 20,0-30,0
ОФЭС 15,0-25,0
TiCl4 3,5-4,5,

причем пластовая девонская вода взята в соотношении 1:1 к массе остальных реагентов состава.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к составам для изоляции притока пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Изобретение относится к обработке углеводородной формации, где присутствует рассол. .

Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. .

Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. .

Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе. .

Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе. .
Изобретение относится к производству керамических проппантов - сферических гранул, применяющихся в технологии гидроразрыва горных пород в качестве опорного слоя. .

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к расширяющемуся тампонажному раствору для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для обработки нефтяного пласта и к способам добычи нефти для повышения производительности скважин и повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано па нефтяных месторождениях в широком диапазоне пластовой температуры (20-90°С), суммарного содержания солей в пластовой и закачиваемой водах (0,034-24,0 мас.%) с карбонатными, терригенными и глинизированными породами
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений
Наверх