Состав для изоляции водопритока в скважину


 


Владельцы патента RU 2469064:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к водоизоляционным составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающие скважины и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для изоляции водопритока в скважину включает кубовые остатки фенилтрихлорсилана (ФТХС) и кремнийорганическое соединение - продукт 119-296. Дополнительно состав содержит полигликоли при следующем соотношении компонентов, об.%: кремнийорганический продукт 119-296 70,0-76,5, кубовые остатки ФТХС 3,5-10,0, полигликоли 20,0, а также пластовую девонскую воду в соотношении от 0,5:1 до 1:1 с составом для изоляции водопритока. Технический результат - улучшение технологических свойств состава за счет упрощения процесса его приготовления, повышение изолирующей способности состава и снижение его коррозионной активности, увеличение межремонтного период работы скважины. 1 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен состав для тампонирования водопроявляющих скважин (пат. RU №2066734, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.09.1996 г.), содержащий алкиловый эфир кремнийорганического соединения (АЭКОС) и полярный растворитель (ПР). 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, оставшаяся в порах пласта после прохождения закачиваемого пласта. Состав гелирует в интервале температур до 300°С.

Недостатком состава является отсутствие катализатора реакции поликонденсации, вследствие чего он предназначен для высоких пластовых температур - эффективно гидролиз протекает при температуре 60°С и выше. В условиях же низких температур (20-40°С) слишком медленное протекание реакции гидролиза алкоксигрупп и малая скорость отверждения тампонажного состава приводят 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.

Известен состав для изоляции водопритоков (пат. RU №2174588, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.10.2001 г., бюл. №28), включающий кремнийорганическое соединение, хлорид металла и гликоль. В качестве кремнийорганического соединения он содержит этилсиликат-32 или этилсиликат-40, тетраэтоксисилан или смолку этилсиликатов, а в качестве хлорида металла - хлорид металла III-VIII группы.

Недостатком состава является высокое содержание хлорида - до 10 мас.%, что вызывает коррозию металла эксплуатационной колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ).

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является тампонажный состав (пат. RU №2244804, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.01.2005 г., бюл. №2), включающий продукт гидролитической этерификации хлорсодержащих кубовых остатков фенилтрихлорсилана водным раствором спирта в присутствии этилового эфира ортокремниевой кислоты и дополнительно кубовые остатки фенилтрихлорсилана (ФТХС).

Недостатком состава является сложность (многостадийность) его приготовления: необходимо предварительное проведение гидролитической этерификации кубовых остатков фенилтрихлорсилана строго эквивалентным числом водно-спиртовой смеси с объемной долей спирта 90-93%, после чего необходимо удаление хлористого водорода до массовой доли остаточного хлора 0,2-2% и после охлаждения - добавление хлорсодержащих кубовых остатков ФТХС для достижения массовой доли хлор-иона в составе 4,0-8,0%. Высокое содержание хлор-иона - 4,0-8,0% также является недостатком состава, так как ведет к коррозии металла НКТ и эксплуатационной колонны.

Технической задачей предложения является улучшение технологических свойств состава за счет упрощения процесса его приготовления, улучшение изолирующей способности состава и снижение его коррозионной активности.

Задача решается предлагаемым составом для изоляции водопритока в скважину, включающим кубовые остатки фенилтрихлорсилана (ФТХС) и кремнийорганическое соединение - продукт 119-296.

Новым является то, что дополнительно состав содержит полигликоли при следующем соотношении компонентов, об.%:

Кремнийорганический продукт 119-296 70,0-76,5
Кубовые остатки ФТХС 3,5-10,0
Полигликоли 20,0,

а также пластовую девонскую воду (ПДВ) в соотношении от 0,5:1 до 1:1 с составом для изоляции водопритока.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в следующем. Кремнийорганический продукт 119-296, кубовые остатки ФТХС и полигликоли перемешивают и получают предлагаемый состав, при этом из процесса исключаются стадии десорбции хлористого водорода, охлаждения до 60°С и повторного добавления кубовых остатков ФТХС, то есть состав готовится в одну стадию. При смешивании состава с ПДВ происходит гидролиз с образованием геля, который с течением времени уплотняется и отверждается. Полигликоли в составе способствуют регулируемому гелеобразованию и совмещению состава с ПДВ.

Используемые в предлагаемом составе реагенты:

- Кремнийорганический продукт 119-296 (ТУ 6-00-05763441-45-92);

- хлорсодержащие кубовые остатки (ФТХС), которые образуются в процессе производства фенилтрихлорсилана;

- полигликоли (ТУ 2422-079-05766801-98) представляют собой смесь триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля, пентаэтиленгликоля.

ПДВ - пластовая девонская вода плотностью 1180 кг/м3, получаемая из водозаборной скважины.

Пример приготовления состава.

В реакционную трехгорлую колбу рабочим объемом 1 л, снабженную термометром, капельной воронкой и механической мешалкой, наливают 0,765 л (76,5 об.%) кремнийорганического продукта 119-296 и медленно добавляют 0,035 л (3,5 об.%) кубовых остатков ФТХС, регулируя скорость дозирования по температуре, которая не должна превышать 30°С. После перемешивания механической мешалкой в течение 1 ч в реакционную смесь при той же температуре добавляют 0,2 л (20 об.%) полигликолей и перемешивают в течение 3 ч. Полученный состав представляет собой однородную маловязкую жидкость, причем массовая доля хлор-иона в нем не превышает 3%, что гораздо ниже, чем у прототипа.

Время отверждения полученного состава определяют следующим образом. В 3 стеклянных стакана наливают состав, приливают ПДВ и тщательно перемешивают, затем помещают стаканы в термостат. Отмечают время от начала помещения стаканов со смесью в термостат, в котором поддерживают 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 состава. Время начала и конца отверждения определяют как среднюю арифметическую величину трех измерений. Результаты испытаний приведены в таблице.

По результатам, представленным в таблице, видно, что увеличение в составе количества кубовых остатков ФТХС более 10 об.% ведет к сокращению времени отверждения до 1 ч 20 мин, а уменьшение его менее 3,5 об.% - к увеличению времени отверждения более 20 ч, что делает такие составы непригодными для их использования в изоляционных работах.

При подборе оптимальных рецептур состава опытным путем было установлено, что с уменьшением в составе количества полигликолей менее 20 об.% сокращается количество пластовой девонской воды, которое может совмещаться с составом без расслоения, а увеличение количества полигликолей более 20 об.% ведет к увеличению вязкости состава при хранении за счет частичной этерификации кубовых остатков ФТХС полигликолями.

На основании данных таблицы были выбраны оптимальные составы (№№2-6) при следующем соотношении компонентов, об.%:

Кремнийорганический продукт 119-296 70,0-76,5
Кубовые остатки ФТХС 3,5-10,0
Полигликоли 20,0.

Перед закачкой в скважину в состав добавляют пластовую девонскую воду (ПДВ) в соотношении от 0,5:1 до 1:1 с предлагаемым составом.

Водоизолирующую способность предлагаемых составов исследуют при 25°С на моделях пласта длиной 30 см и 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, прокачивают воду, проводят замер расхода и по формуле Дарси определяют исходную проницаемость модели. Далее через модель прокачивают предлагаемый состав. Модель оставляют на 24 ч с целью структурирования состава. После этого проводят прокачку воды, определяют проницаемость и вычисляют коэффициент изоляции, который характеризует степень снижения проницаемости модели и является мерой эффективности водоизоляционных работ, по формуле:

где Киз - коээффициент изоляции;

К0 - 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.

Из представленных в таблице результатов видно, что по времени конечного отверждения оптимальными являются составы №2-6, имеющие время конечного отверждения от 2 ч 40 мин до 13 ч. Время отверждения состава №1 может быть недостаточным для закачки его в скважину, а у состава №7 время отверждения увеличивается до 21 ч, что делает такие составы непригодными для их использования в изоляционных работах. Коэффициент изоляции в водонасыщенной модели с применением предлагаемого состава (кроме состава №7) уже через 24 ч составил 97-99%, такой результат достигается составом по прототипу только через 36 ч.

Таблица
Результаты лабораторных и модельных испытаний предлагаемого состава при 25°С
Содержание состава, об.% Соотношение ПДВ с компонентами состава Время отверждения состава, чмин Коэффициент изоляции составов через 24 ч, % Скорость коррозии, г/м2·ч
Кол-во продукта 119-296 Кол-во кубовых остатков ФТХС Кол-во полигликолей
Начало Конец
1 68,0 12,0 20 0,3:1 100 120 99,0 0,42
2 70,0 10,0 20 0,5:1 200 240 99,0 0,40
3 72,0 8,0 20 0,6:1 220 300 98,2 0,39
4 73,5 6,5 20 0,8:1 400 600 97,5 0,37
5 74,5 5,5 20 0,9:1 630 800 97,5 0,36
6 76,5 3,5 20 1:1 1000 1300 97,0 0,35
7 78,0 2,0 20 1,2:1 1600 2100 88,5 0,32
Состав по прототипу - 0,60

В лабораторных условиях определяли коррозионную активность полученного состава и состава по прототипу. Стальные пластинки (марки Ст3), протертые спиртом и фильтровальной бумагой, высушивали в сушильном шкафу при температуре 40°С в течение 15 мин, затем взвешивали на аналитических весах с точностью до четвертого знака и опускали в исследуемые составы на 24 ч. Через 24 ч пластины вынимали, промывали дистиллированной водой, протирали спиртом и фильтровальной бумагой и высушивали в сушильном шкафу в течение 15 мин при температуре 40°С, далее взвешивали с точностью до четвертого знака.

Скорость коррозии определяли по формуле:

V=(m1-m2)/S·t,

где V - скорость коррозии, г/м2·ч;

m1 - масса пластины до опыта, г;

m2 - масса пластины после опыта, г;

S - площадь пластины, м2;

t - время, ч.

В таблице представлены результаты исследования коррозионной активности предлагаемого состава и состава по прототипу, из которых следует вывод, что предлагаемый состав обладает меньшей коррозионной активностью, чем состав по прототипу.

Состав для изоляции водопритока в скважину перед закачкой в обводненный пласт перемешивают на дневной поверхности с пластовой девонской водой в соотношении от 0,5:1 до 1:1 с перечисленными компонентами состава, а после закачки выдерживают его на время отверждения в течение 24 ч и пускают скважину в эксплуатацию.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - улучшение технологических свойств состава за счет упрощения процесса его приготовления, улучшение изолирующей способности состава и снижение его коррозионной активности, что в совокупности повышает качество ремонтных работ и увеличивает межремонтный период работы скважины.

Состав для изоляции водопритока в скважину, включающий кубовые остатки ФТХС и кремнийорганическое соединение - продукт 119-296, отличающийся тем, что дополнительно состав содержит полигликоли при следующем соотношении компонентов, об.%:

Кремнийорганический продукт 119-296 70,0-76,5
Кубовые остатки ФТХС 3,5-10,0
Полигликоли 20,0

а также пластовую девонскую воду в соотношении от 0,5:1 до 1:1 с составом для изоляции водопритока.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования.
Изобретение относится к композиции для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой, на основе нитрата карбамида с повышенной растворимостью в воде.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для приготовления составов композиций, предназначенных для обработки скважин и трубопроводов при добыче и транспорте природных и попутных газов и нефти с предотвращением гидратных и парафиновых отложений - ГПО и коррозии.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к гипсовой тампонажной смеси утяжеленной, используемой при ремонте и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам и составам на водной основе, используемым преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к противоадгезионным добавкам к буровым растворам на водной основе для предупреждения сальникообразования при разбуривании пластичных горных пород.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности
Изобретение относится к привитым сополимерам, применяемым в строительной химии в качестве добавок, снижающих водоотдачу

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин с повышенным пластовым давлением перед проведением капитального ремонта при низких климатических температурах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности
Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением - АНПД, а именно к облегченным тампонажным смесям с высокими изолирующими свойствами

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°С

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям с информативными свойствами о качестве цементирования, определении интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределении его объемов по вертикали за колонной при цементировании обсадных колонн, эксплуатации, изоляции пластовых вод, капитальном ремонте и ликвидации скважин

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области цементирования обсадных колонн, капитальному ремонту скважин, изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых перетоков, и используется в качестве индикатора для получения раствора с информативными свойствами о качестве цементирования, определения интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределения его по вертикали за колонной

Изобретение относится к тампонажным растворам для изоляции продуктивных пластов при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах
Наверх