Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин


 


Владельцы патента RU 2558558:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН ) (RU)

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при проведении подземного ремонта эксплуатационных нефтяных и газовых скважин. Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин, включающий уретановый предполимер, углеводородный растворитель и отвердитель, содержит в качестве уретанового предполимера гидрофобный уретановый предполимер, в качестве отвердителя - оксидированное растительное масло, в качестве углеводородного растворителя - органический растворитель, растворимый в ацетоне, или ацетон, или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас. %: уретановый гидрофобный предполимер 3-30, оксидированое растительное масло 5-50, указанный органический растворитель остальное, при первоначальной вязкости состава не более 200 сП и времени гелеобразования в пределах 120-1500 мин. Технический результат - упрощение ремонтных работ и повышение их качества. 2 пр., 1 табл.

 

Настоящее изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при проведении подземного ремонта эксплуатационных нефтяных и газовых скважин.

Распространенным способом ремонтных работ в скважине является извлечение скважинного оборудования и закачка в скважину приготовляемых на поверхности состава или реагентов с различными добавками.

Анализ существующих составов и технологий показал следующие варианты [1-7]. Недостатком существующих составов является низкая проникающая способность в поры и трещины породы, преждевременная полимеризация, сложность и трудоемкость приготовления из-за наличия в составе многих компонентов, плохие адгезионные свойства некоторых составов, токсичность используемых компонентов (экологически небезопасны), низкий предел прочности, вследствие чего данные составы имеют низкую эффективность.

Наиболее близким аналогом по составу и достигаемому эффекту принят состав, содержащий полиуретановый предполимер и воду, где состав дополнительно содержит углеводородный растворитель из ряда C3-C16, одноатомный первичный спирт из ряда C1-C5, аминоспирт из ряда C2-C4, нейтральный мелкодисперсный порошок, а в качестве полиуретанового предполимера - полиуретановый клей марки ВИЛАД-17 и воду. [8]

Недостатком известного состава является малое время структурообразования геля из-за наличия воды, что приводит к преждевременной полимеризации состава. Многокомпонентность состава усложняет процесс приготовления состава на поверхности перед закачкой в скважину. Также необходимы дополнительные затратные и трудоемкие работы по извлечению внутрискважинного оборудования для проведения химической обработки внутрискважинного интервала.

Указанные недостатки снижают технологическую эффективность состава для локальной герметизации затрубного и межколонного пространства, существенно ограничивают область использования для заявленной цели.

Целью настоящего изобретения является упрощение работ и повышение качества ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Поставленная цель достигается тем, что состав для ремонта нефтяных и газовых скважин, включающий уретановый предполимер, углеводородный растворитель и отвердитель, содержит в качестве уретанового предполимера гидрофобный уретановый предполимер, в качестве отвердителя - оксидированное растительное масло, в качестве углеводородного растворителя - органический растворитель, растворимый в ацетоне, или ацетон, или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Уретановый гидрофобный предполимер 3-30
Оксидированое растительное масло 5-50
Указанный органический растворитель остальное

при первоначальной вязкости состава не более 200 сП и времени гелеобразования в пределах 120-1500 мин.

Сущность заявленного изобретения, предусматривающего, что предлагаемый состав для ремонта скважин содержит уретановый гидрофобный предполимер и указанные органический растворитель и отвердитель при указанных их соотношении, первоначальной вязкости и времени гелеобразования, состоит в том, что указанные компоненты при заявляемых их концентрациях обладают взаимной растворимостью, что позволяет получать гомогенную и маловязкую систему. Оксидированное растительное масло содержит в составе молекул масла реакционные группы, реагирующие с изоцианатными группами предполимера. Следствием этого процесса является образование полимерного продукта, прочность которого зависит от исходной концентрации указанного предполимера и оксидированного масла. В качестве органического растворителя используется ацетон, легкий углеводородный растворитель, растворимый в ацетоне, или их смесь. При этом требование к растворителю - полная взаимная растворимость в ацетоне. В качестве легкого углеводородного растворителя используется уайт-спирит, газовый конденсат или растворители под названием «нефрас». Оксидированное масло - отвердитель может быть получено термическим окислением растительного масла при температуре 150-250 oC кислородом воздуха. В качестве исходного масла целесообразно использовать льняное, подсолнечное или любое другое растительное масло, содержащее полиненасыщенные жирные кислоты. В качестве компонента ремонтного состава можно использовать готовый раствор окисленного растительного масла в углеводородном растворителе под торговым названием «олифа оксоль». В качестве сшивающего агента выбран уретановый гидрофобный предполимер торговой марки «Jowat». Указанный гидрофобный предполимер получают в результате взаимодействия изоцианата и многоатомных спиртов [-OROCONHR′NHCO-]n. Первоначальная вязкость состава не должна превышать 200 сП и может варьироваться в пределах до 200 сП, а время гелеобразования должно находиться в пределах 120-1500 мин для обеспечения возможности закачки состава в скважину и завершения работ в течение одних суток. Небольшая вязкость обеспечивает благоприятные условия для прокачиваемости состава в зоны и каналы негерметичности, а также в глубину пласта, если необходимо. Заявленный состав обеспечивает при реализации изобретения повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ по изоляции каналов негерметичности цементного кольца, устранение негерметичности обсадной колонны, а также может быть использован для полной изоляции пласта от поступления в скважину жидкости и газа.

Пример 1

В данном примере приводятся результаты определения времени гелеобразования системы уретановый гидрофобный предполимер - оксидированное масло - углеводородный растворитель. Время гелеобразования должно быть регулируемым и находиться в пределах от 30 мин до нескольких часов, чтобы иметь возможность введения композиции в пласт через внутрискважинное оборудование. В лабораторных условиях проведено определение времени гелеобразования композиций уретанового предполимера, оксидированного растительного масла (олифа «Оксоль») и растворителя. В качестве растворителя были использованы смесь ацетона и уайт-спирита (опыты 1-10 в таблице 1), а также смесь газового конденсата с ацетоном (опыты 12-18). Результаты по продолжительности гелеобразования композиций уретановый предполимер - растительное (оксидированное) масло - растворитель представлены в таблице 1. Результаты показывают, что в широком диапазоне соотношений между уретановым предполимером, растительным оксидированным маслом и растворителем время гелеобразования соответствует условиям для закачки состава в скважину. Из представленных данных видно, что состав в заявляемых пределах обеспечивает соответствие начальной вязкости - не более 200 сП и времени гелеобразования в пределах 120-1500 мин заявляемым пределам, что обеспечивает успешное проведение ремонтных работ на скважине. Из результатов опыта №11, в котором использовано оксидированное не растительное, а минеральное масло, видно, что в этом случае гель не образуется.

Для подтверждения возможности применения заявленного состава для герметизации заколонных перетоков проведены опыты 12-18, также проведены исследования прочностных свойств состава в пластовых условиях. Для этого несцементированный кварцевый песок помещали в емкость и заполняли поровый объем жидким раствором системы уретан - оксидированное растительное масло - органический растворитель. В качестве органического растворителя использовали смесь газового конденсата с ацетоном, смесь уайт-спирита с ацетоном. После отверждения выпиливали цилиндрический образец керна диаметром 30 мм и высотой 35-36 мм. Определили предел прочности на одноосное сжатие нагружением гидравлическим прессом. Прочность оценивали по величине давления, разрушающего образец. Результаты, представленные в опытах в таблице 1, показывают, что по прочностным свойствам образцы ремонтного материала находятся в пределах 1,4-3,9 МПа, что соответствует прочности песчаников.

Пример 2

Для подтверждения свойств ремонтного состава был смоделирован процесс закачки реагента в пласт для блокирования каналов негерметичности. С этой целью изготовили состав на основе 1,5 г уретанового предполимера, 14 г углеводородного растворителя и 14 г оксидированого льняного масла при массовом соотношении, мас.%: 5 - уретановый предполимер, 47,5 - оксидированное растительное масло и 47,5 - углеводородный растворитель уайт-спирит с начальной вязкостью 98 сП и временем гелеобразования 130 мин. Далее состав закачивали в трубчатую модель пласта D=500 мм, L=30 мм и выдерживали в течение 24 часов. С одного торца трубчатой модели пласта осуществлялась подача давления гидравлическим насосом с продавкой водой, с другой - к основанию устанавливался запорный шаровой кран для регулирования сброса давления и герметизации нижнего основания модели пласта.

После реагирования состава проводили нагнетание водой в модель пласта гидравлическим насосом при постоянной объемной скорости подачи воды и заданном давлении 40 атм, приближенным к пластовому давлению.

После нагнетания давления до 40 атм открывали нижний шаровой кран для определения герметичности канала.

Измерения перепада давления производили на образцовом манометре. В течение 24 часов давление не изменилось. В результате эксперимента установлено, что показания манометра через 10, 50 и 1440 мин испытаний остаются на одном и том же уровне, равном 40 атм, что подтверждает изолирующие и вязкоупругие адгезионные свойства ремонтного состава.

Источники информации

1. RU 2351629, 08.10.2007.

2. RU 2365613, 09.01.2008.

3. RU 2304160, 27.01.2006.

4. RU 2326922, 25.09.2006.

5. RU 2032068, 27.07.1992.

6. RU 2259469, 30.04.2004.

7. RU 2493189, 16.12.2011.

8. RU 2132448, 30.07.1997.

Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин, включающий уретановый предполимер, углеводородный растворитель и отвердитель, отличающийся тем, что содержит в качестве уретанового предполимера гидрофобный уретановый предполимер, в качестве отвердителя - оксидированное растительное масло, в качестве углеводородного растворителя - органический растворитель, растворимый в ацетоне, или ацетон, или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Уретановый гидрофобный предполимер 3-30
Оксидированое растительное масло 5-50
Указанный органический растворитель остальное

при первоначальной вязкости состава не более 200 сП и времени гелеобразования в пределах 120-1500 мин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления жидкости глушения, используемой при капитальном ремонте скважин, в том числе при низких климатических температурах до минус 40°С.
Изобретение относится к области сельского хозяйства и мелиорации. Способ включает глубокое рыхление почвы, внесение удобрений и раствора сульфата железа и полив повышенной оросительной нормой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сухим термотропным составам, водные растворы которых образуют гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт.

Изобретение относится к составу тампонажного раствора.Тампонажный раствор, содержит 46,0-75,0 мас.% вяжущего материала, в качестве которого используется портландцемент тампонажный класса G, или цементная смесь ЦС БТРУО “Микро”, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента ЦС БТРУО “Микро” в массовом соотношении 3:7, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и портландцемента ПЦТ 50 в массовом соотношении 1:4; 1,0-4,0 мас.% ПАВ, в качестве которого используется смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9; или смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3; 9,0-27,0 мас.% дизельного топлива; 0,0-0,5 мас.% хлористого кальция; 0,0-2,0 мас.% микрокремнезема конденсированного МК-85 и пресную воду - остальное.

Изобретение относится к композициям и способам обработки буровой скважины. Технический результат изобретения заключается в улучшении связывания цемента в затрубном пространстве между обсадной трубой и поверхностью горной породы.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва.

Изобретение относится к области составов для нефтяной и газовой промышленности и может быть применено в производстве реагентов для обработки буровых растворов, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин.

Изобретение в основном относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть, включающий стадии, в которых: (a) подают композицию для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть пласта, причем композиция включает по меньшей мере два внутренних олефинсульфоната, выбранных из группы, состоящей из внутренних С15-18-олефинсульфонатов, внутренних С19-23-олефинсульфонатов, внутренних С20-24-олефинсульфонатов и внутренних С24-28-олефинсульфонатов, и по меньшей мере одно снижающее вязкость соединение, которое представляет собой изобутиловый спирт, этоксилированный С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля или их смесь, и (b) обеспечивают композиции возможность взаимодействовать с углеводородами в пласте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Скважинный флюид может быть жидкостью для гидравлического разрыва пласта, которая представляет собой реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, и может использоваться для разрыва непроницаемого газоносного пласта. Использование комбинации гидрофобного зернистого материала, гидрофобных волокон и газа задерживает оседание зернистого материала из жидкости-носителя на водной основе. Поскольку газ смачивает поверхности обоих материалов и агломерирует их, зернистый материал вынужден приклеиваться к волокнам; волокна образуют пространственную сетку, которая препятствует оседанию зернистого материала, приклеенного к ней, и агломераты содержат газ и таким образом получается насыпная плотность, которая меньше, чем удельный вес твердых веществ, содержащихся в агломератах. Технический результат заключается в повышении эффективности доставки зернистого материала под землю. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.,12 пр.

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Состав включает компоненты при следующем их соотношении, мас.%: реагент РИКОР - 3,0-4,0; ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 - 1,5-2,0; вода - остальное. Приготовление состава заключается в предварительном растворении реагента РИКОР в расчетном количестве воды. Затем в полученном растворе растворяют ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 до получения однородного состава. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков в скважину за счет повышения термостойкости образующегося геля во времени при взаимодействии его с маломинерализованной пластовой водой и увеличения длительности изоляции. 10 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов для гидроразрыва пласта. В способе получения проппанта, используемого при добыче нефти и газа, из измельченного алюмосиликатного сырья и связующего, включающем предварительный обжиг алюмосиликатного сырья, его помол и гранулирование при введении связующего в смеситель-гранулятор, сушку полученных гранул, их рассев и обжиг, охлаждение обожженных гранул и рассев их на товарные фракции, алюмосиликатное сырье измельчают до среднего размера 3-5 мкм, подвергают его сепарации с выделением фракции менее 1,0 мкм, при этом используют фракцию более 1,0 мкм для грануляции, а фракцию менее 1,0 мкм - для получения связующего смешением с 3%-ным водным раствором органического связующего карбоксиметилцеллюлозы, или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических. Проппант характеризуется тем, что имеет пикнометрическую плотность 2,5-2,9 г/см3, размеры 0,2-4,0 мм, и получен указанным выше способом. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение долговременной проводимости скважин при гидроразрыве пласта при упрощении технологии получения проппанта. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: оксиэтилидендифосфоновую кислоту 12-15; альфа олефинсульфонат натрия 3-5; воду остальное. 1 табл.

Изобретение относится к композициям для повышения вязкости водных сред. Композиция содержит смесь по меньшей мере одного катионного или поддающегося катионизации полимера и по меньшей мере одного анионного или поддающегося анионизации полимера. Композиция имеет дзета потенциал при 25°С в диапазоне от 14 до 60 мВ или от -0,5 до -100 мВ или является прекурсором, который может превращаться при температуре от 100 до 250°С в композицию, имеющую дзета потенциал при 25°С от 14 до 60 мВ или от -0,5 до -100 мВ. Композиции являются полезными для гидроразрыва, повышения добычи нефти, подкисления подземных месторождений, личной гигиены, а также в качестве очистителей бытового и промышленного назначения. Технический результат - устойчивость композиции к высоким концентрациям солей, при этом взаимодействие обоих полимеров при очень высоких температурах происходит таким образом, что система проявляет повышение вязкости при высоких температурах. 8 н. и 25 з.п. ф-лы, 24 ил., 11 табл., 19 пр.

Изобретение раскрывает гидрофобный проппант и способ его получения. Гидрофобный проппант, характеризующийся тем, что включает агрегированные частицы и смолу покрытия, отвержденную на поверхности агрегированных частиц, смола покрытия содержит гидрофобную смолу и наночастицы, которые равномерно распределены в гидрофобной смоле, наночастицы составляют 5-60% относительно массы смолы покрытия, а отношение агрегированных частиц к смоле покрытия по массе составляет 60-95:3-30 и проппант имеет угол смачивания θ в диапазоне 120°≤θ≤180°. Способ получения гидрофобного проппанта включает этапы: (1) нагрев гидрофобной смолы до расплавленного состояния, добавление наночастиц, перемешивание в течение 30 мин при 8000 об/мин и охлаждение до комнатной температуры с получением смолы покрытия, содержащей наночастицы, которые равномерно распределены в гидрофобной смоле; (2) нагрев агрегированных частиц, добавление смолы покрытия, полученной на этапе (1), и кремнийорганического аппрета и перемешивание в течение 10-60 сек для равномерного покрытия смолой покрытия поверхности агрегированных частиц; и (3) отверждение смолы покрытия. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение гидрофобности проппанта, расширение эксплуатационных условий его использования. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 9 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти. Реагент для разработки нефтяной залежи, включающий поверхностно-активное вещество - ПАВ, в качестве ПАВ содержит мыло, полученное смешиванием щелочи - едкого натра или едкого калия - с растительным маслом, и дополнительно в качестве стабилизатора вязкости - ультрадисперсный углерод с размером частиц 10-50 нм, полученный из веществ растительного происхождения. Способ разработки нефтяной залежи с использованием указанного выше реагента, включающий подачу через нагнетательные скважины указанного реагента в виде 0,5-1%-ного водного раствора, вытеснение нефти, образующейся в пласте высоковязкой оторочкой, продавливаемой в пласт закачиваемой через нагнетательные скважины водой, и последующее извлечение нефти через добывающие скважины. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 7 табл.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности. Применяемая для воды обработка основана по меньшей мере частично на создании в нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, благоприятного для микробиологической активности, которая увеличивает миграцию нефти из нефтеносного пласта. Система для микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта содержит: устройство подачи кислорода для поступления его к микроорганизмам в пласте, водообрабатывающее устройство для обработки воды, основанной по меньшей мере частично на создании в пласте по меньшей мере одного условия, способствующего росту микробной популяции микроорганизмов, при котором усиливается миграция нефти из нефтеносного пласта, где указанное оборудование содержит оборудование для уменьшения биохимической потребности в кислороде или уменьшения общего содержания органического углерода в указанной воде. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 5 н. и 29 з. п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C. Полимерный тампонажный состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах включает 50 мас.% карбамидоформальдегидной смолы, 0,5-3,0 мас.% кислотного отвердителя в виде 30% водного раствора меди сернокислой, 47,0-49,5 мас.% инертного наполнителя для повышения прочности и регулирования. Техническим результатом является увеличение температурного диапазона применяемого тампонажного состава, повышение его прочности и возможность регулирования плотности. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.
Наверх